ПРОМЫШЛЕННЫЕ
ТЕПЛОВЫЕ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
ВТОРОЕ ИЗДАНИЕ, ПЕРЕРАБОТАННОЕ
Под общей редакцией
профессора, докт. техн. наук Е. #. Соколова
Допущено Министерством высшего и среднего специаль-
ного образования СССР в качестве учебника для сту-
дентов высших учебных заведений, обучающихся по
специальности «Промышленная теплоэнергетика»
МОСКВА
ЭНЕРГИЯ
1979

ББК 31.391
П81
УДК 621.311.22:658.26(075.8)
Промышленные тепловые электростанции: Учеб-
П81 ник для вузов/Баженов М. И., Богородский А. С,
Сазанов Б. В., Юренев В. Н.; Под ред. Е. Я. Соко-
лова.— 2-е изд., перераб. — М.: Энергия, 1979.—
296 с, ил.
В пер.: 1 р. 50 к.
Рассмотрены принципиальные схемы и параметры промышленных
ТЭС. Освещены вопросы комбинированной выработки теплоты и элек-
троэнергии и совместной работы заводской ТЭЦ с энергосистемой. Дана
методика расчета тепловых схем и выбора оборудования промышлен-
ных ТЭС. Описаны особенности режимов работы заводских ТЭС, свя-
занные с использованием внутренних энергоресурсов предприятия.
Первое издание вышло в свет в 1967 г. Второе издание перерабо-
тано с учетом изменения учебных планов и программ.
Книга представляет собой учебник для студентов, специализиру-
ющихся в области промышленной энергетики.
30304-011 CCI/ Q1 QQ1
П 8-79. 2303030000 bbK 6l6»1
051(01)-79 6П2.2
© Издательство «Энергия», 1979

ПРЕДИСЛОВИЕ
Учебник «Промышленные тепловые электростанции» предназначен для
студентов вузов, обучающихся по специальности промышленная теплоэнер-
гетика (специальность 0308). В настоящее время более 30 вузов страны
выпускают инженеров по этой специальности. Со времени выхода в свет
первого издания настоящего учебника прошло более 10 лет. Быстрое раз-
витие энергетики Советского Союза за годы восьмой и девятой пятилеток
сильно изменили ряд тенденций в развитии топливно-энергетического
комплекса страны. Так, создание единой энергетической системы СССР,
установленная мощность которой в 1980 г. превысит 200 млн. кВт, ока-
зывает существенное влияние на энергетику промышленных районов. Бур-
ное развитие энергоемких производств приводит к дефициту топлива в евро-
пейской части СССР, что диктует необходимость строительства мощных
атомных электростанций, совершенствование которых за последние 10 лет
достигло больших успехов. Эти новые аспекты развития энергетики страны
авторы старались отразить во втором издании учебника. Авторы постара-
лись уделить больше внимания вопросам влияния развития и взаимодей-
ствия единой энергетической системы на энергетику промышленных ком-
плексов и отдельных предприятий. В этой связи существенно переработаны
и расширены главы, где рассматриваются вопросы комбинированной выра-
ботки электроэнергии на базе отпуска теплоты промышленным и комму-
нально-бытовым потребителям, выбора основного оборудования промыш-
ленных тепловых электростанций, анализируются тепловые схемы и
технико-экономические показатели. Авторы старались учесть пожелания,
замечания и предложения преподавателей, инженеров и студентов, а также
слушателей факультета повышения квалификации преподавателей при
Московском энергетическом институте. Вместе с тем ограниченный объем
учебника не позволил авторам выполнить ряд пожеланий и предложений
по расширению отдельных разделов и глав.
Второе издание учебника написано тем же коллективом авторов —
доцентов факультета промышленной теплоэнергетики МЭИ, под общей
редакцией проф., докт. техн. наук Е. Я. Соколова. Глава 1, 4, 13 и 16
написаны В. Н. Юреневым, гл. 2, 6, 7, 11 написаны Б. В. Сазановым, гл. 3,
5, 12, 14, 15 и § 1-5 написаны М. И. Баженовым (гл. 14, 15 совместно
с И. Р. Баженовым), гл. 8, 9, 10 и § 3 и 4 гл. 5 написаны А. С. Бого-
родским.
1* 3

Авторы и редактор с удовлетворением отмечают ценные замечания
по рукописи, сделанные коллективом кафедры теплоэнергетических уста-
новок Ленинградского политехнического института, возглавляемой проф.
докт. техн. наук, В. А. Ивановым, а также большой труд доц., канд. техн.
наук В. Я. Гиршфельда при окончательной редакторской подготовке
книги. Кроме того, коллектив авторов и редактор выражают благодарность
всем лицам, сделавшим замечания и предложения по первому изданию
учебника и при обсуждении проспекта второго издания. Все замечания
и предложения по новому изданию следует направлять в адрес издательства:
Москва, 113114, Шлюзовая наб., 10, изд-во «Энергия» либо в адрес кафедры
ПТКСМЭИ: Москва, 112250, Красноказарменная ул., д. 17, кафедра ПТКС.
Авторы

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
а — доля отбора пара на регенера-
цию от общего расхода пара
на турбину; коэффициент тепло-
отдачи , кДж/(м2 • ч • К); Вт/(м2 • К);
кВт/(м2-К)
атэц — коэффициент теплофикации
В — расход топлива, кг/ч; т/ч
Ь — удельный расход топлива, кг/(Вт -ч);
кг/Гкал; кг/ГДж
с — удельная теплоемкость вещества,
кДж/(кг-К)
D — массовый расход пара, конденсата,
кг/с;' кг/ч; т/ч; т/год
d — удельный расход пара, кг/(кВт-ч);
диаметр трубопровода, мм; см; м
е — доля комбинированной выработки
на базе регенеративного подогрева
возвращаемого конденсата; коэффи-
циент изменения мощности
F — площадь поверхности нагрева тепло-
обменника, площадь, м2; км2; га
f — коэффициент загрузки агрегатов;
площадь сечения трубопроводов,
см2; м2
G — массовый расход воды, кг/ч; т/ч;
кг/с
g — ускорение свободного падения, м/с2
И) h — теплопадение пара, кДж/кг; ккал/кг
i — энтальпия пара, кДж/кг; ккал/кг
к — коэффициент теплопередачи; пока-
затель адиабаты, коэффициент реге-
нерации схемы, кВт/(м2'К);
кДж/ (м2 *ч • К);
L; / — длина
М — масса тела, кг; т; момент силы, Н «м
т — кратность охлаждения, кг/кг; т/т
N — мощность, кВт; МВт
п — число турбин и парогенераторов;
число отборов на регенерацию; час-
тота вращения машины, 1/с
Р — усилие, сила, Н; кН
р — давление пара, воды, Н/м2; Па; КПа;
МПа
Q — расход теплоты, тепловая нагрузка,
Дж/ч; ГДж/ч; Гкал/ч; кВт (кДж/с)
q — удельный расход теплоты,
кДж/(кВт'Ч); ккал/(кВт«ч)
R — радиус (изгиб трубы), м
г — скрытая теплота парообразования,
кДж/кг; ккал/кг
S — годовые эксплуатационные расходы;
издержки производства, руб/год
s — себестоимость электроэнергии теп-
лоты, коп/(кВт-ч) руб./ГДж
руб/Гкал; удельная энтропия,
кДж/(кг • К); ккал/(кг • К)
Т — абсолютная температура, К; время,
с; ч; ч/год; лет
t — энтальпия жидкости, кДж/кг;
ккал/кг
/ — температура, ° С
V — объем, м3
v — удельный объем, м/кг
у — удельный вес, Н/м3; кН/м3
р — плотность, кг/м3
х — коэффициент холостого расхода пара,
тепла; паросодержание пароводяной
смеси
у — коэффициент недовыработки мощ-
ности паром отбора турбин
Др — изменение давления, Па; кПа; МПа
Д/лог — средний логарифмический темпера-
турный напор, град
е — относительная экономия тепла; отно-
шение давлений
^ — коэффициент трения, местного ги-
дравлического сопротивления
т] — коэффициент полезного действия
■О* — недогрев воды до температуры на-
сыщения греющего пара, ° С; К
X — коэффициент теплопроводности,
кДж/(м-ч.К)
| — коэффициент ценности тепла
а — напряжение материала, Па; кПа;
МПа
т — температура воды в тепловой сети, ° С
w — скорость среды, м/с
3 — расчетные затраты, руб.; руб/год
з — удельные расчетные затраты,
руб/(кВт «год); коп/(кВт «ч)
К — капитальные вложения, руб.
&Уд — удельные капиталовложения, руб/кВт
Э—выработка, отпуск эчектроэнергии,
кВт'ч; кВт «ч/год
э — удельная комбинированная выра-
ботка электроэнергии на базе отпус-
каемого тепла, кВт-ч/Гкал
эс. н — доля потребления электроэнергии
на собственные нужды электростан-
ции
Э\Эц — выработка электроэнергии на ТЭЦ
комбинированным способом,
кВт • ч/год
ЭуЭц — выработка электроэнергии на ТЭЦ
конденсационным способом,
кВт • ч/год
5

Индексы при буквенных обозначениях величин
АЭС — атомная электростанция
АТЭЦ — атомная ТЭЦ
АКЭС — атомная КЭС
БРОУ — быстродействующая редукционно-
охладительная установка
бр — брутто
в. к — всасывающая магистраль компрес-
сора
вн — внутренний (диаметр)
в. т — выход газов из турбины
Г — генератор
г. т — газовая турбина
ГТУ — газотурбинная установка
ГТД — газотурбинный двигатель
д — деаэратор
доп — допускаемое (напряжение)
иэ — изоэнтропное (расширение)
и — испаритель
к — конечный, конденсационный, кон-
денсат, конденсатный
к. и — конденсатор испарителя
КЭС — конденсационная электрическая
станция
к. с — камера сгорания
км — компрессор
МГДГ — магнитогидродинамический генера-
тор
н. к — нагнетание компрессора
н. т — нагнетание турбины
н — наружный (диаметр), нетто
отп — отпускаемая (теплота, электроэнер-
гия)
от — отопительный (отбор)
отб — отбор (регенеративный)
ПГУ — парогазовая установка
ПТУ — паротурбинная установка
п. о — промежуточный охладитель
пг — парогенератор
п. в — питательная вода
пе — перегретый (пар)
п. п — промежуточный (вторичный) пере-
грев (пара, газа)
п. н — питательный насос
per — регенеративный (отбор, расход
пара)
РОУ — редукционная охладительная уста-
новка
с.п — сепаратор продувки
с. н — собственные нужды
т — турбина, теплота, комбинирован-
ная (теплофикационная) выработка
турб — турбинный (расход тепла)
тр — трубопровод
т. п — тепловой поток
т. а — теплообменный аппарат
э — электроэнергия

ГЛАВА ПЕРВАЯ
ХАРАКТЕРИСТИКА ЭНЕРГЕТИКИ СССР
1-1. ЭЛЕКТРИФИКАЦИЯ
И ЕЕ РАЗВИТИЕ В СССР
Электрификацией называют при-
менение электрической энергии в про-
мышленности, транспорте, сельском
хозяйстве, для бытовых и культурных
целей населения. Она имеет важней-
шее значение для жизни страны.
Электрификация, являющаяся стерж-
нем строительства экономики комму-
нистического общества, играет веду-
щую роль в развитии всех отраслей
народного хозяйства, в осуществлении
всего современного прогресса.
Десятый пятилетний план разви-
тия народного хозяйства страны пре-
дусматривает дальнейшее увеличение
электровооруженности труда в про-
мышленности, сельском хозяйстве,
а также быта городского и сельского
населения.
Производство и потребление элек-
троэнергии непрерывно растет. По-
требление электроэнергии в мире
в 1975 г. достигло 6-Ю3 ТВт-ч
(млрд. кВт-ч) и составило примерно
1600 кВт-ч надушу населения земли.
Общая установленная мощность всех
электростанций мира превысила
1,2 млрд. кВт. Динамика мирового
производства электрической энергии
показана на рис. 1-1. В дореволю-
ционной России общая мощность элек-
тростанций в 1913 г. составляла
1,1 млн. кВт, а выработка электро-
энергии 2 млрд. кВт-ч. После одобре-
ния VIII Всероссийским съездом Со-
ветов к декабре 1920 г.плана ГОЭЛРО,
разработанного по инициативе
В. И. Ленина, началось интенсивное
развитие электрификации, и в настоя-
щее время СССР является второй (пос-
ле США) страной в мире по производ-
ству электроэнергии.
В 1975 г. выработка электроэнер-
гии в СССР составила 1036 млрд.кВт • ч
(примерно 4050 кВт-ч на душу насе-
ления). Мощность электростанций
страны составила 218 млн. кВт.
Десятым пятилетним планом выра-
ботка электроэнергии в 1980 г. преду-
смотрена в размере 1340—1380ТВт-ч
(млрд. кВт -ч) и ввод новых мощностей
на электростанциях должен составить
67—70 млн. кВт. В этом вводе мощ-
ностей суммарная доля атомных и гид-
роэлектростанций составит 40%.
Мощность сооружаемых атомных элек-
тростанций составит 13—15 млн. кВт.
Увеличение выработки электро-
энергии и установленной мощности
электростанций в СССР иллюстриру-
ется рис. 1-2.
В 1975 г. потребление электроэнер-
гии распределялось следующим обра-
зом: промышленность — 57%, транс-
порт и строительство — 8,8%, ком-
мунальное хозяйство— 11,7%, сель-
ское хозяйство — 7%, собственные
нужды электростанций, потери в элек-
тросетях и пр. — 15,5%.
Основным потребителем электро-
энергии является промышленность.
Электровооруженность труда в про-
мышленности, т. е. потребление элек-
троэнергии на одного работающего,
непрерывно возрастает и по отноше-
нию к уровню 1970 г. в 1975 г. оно
увеличилось в 1,3 раза.
В настоящее время производство
электрической энергии в основном
осуществляется на электростанциях,
объединенных в электросистемы. Цен-
7

трализация выработки электроэнергии
в 1975 г. превысила 96%. Энерго-
системы связаны между собой линиями
электропередачи (ЛЗП) и образуют
объединенные энергосистемы (ОЭС),
которые в свою очередь объединяются
в Единую энергетическую систему
(ЕЭС). Последняя охватывает всю
европейскую часть СССР, включая
Урал, Закавказье и Западный Ка-
захстан. В десятой пятилетке к ЕЭС
будет подсоединена ОЭС Сибири.
Значительная часть электрической
энергии вырабатывается промышлен-
ными электростанциями, которые свя-
заны с районными энергосистемами
и в основном отпускают электроэнер-
гию и теплоту промышленным пред-
приятиям и расположенным вблизи
другим потребителям.
Электрификация в СССР развива-
ется комплексно, одним из важных
ее направлений является теплофика-
ция — централизованное теплоснаб-
жение на базе комбинированной вы-
работки электроэнергии и теплоты
Рис. 1-1. Динамика мирового производства
электроэнергии.
Рис. 1-2. Динамика производства электроэнер-
гии в СССР.
1 — вырзботка электроэнергии; 2 — установлен-
ная мощность электростанций.
на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ), что
существенно улучшает использование
топлива.
Советская теплофикация зароди-
лась в 1924 г., но широкое ее раз-
витие началось в 1931 г. после поста-
новления и июньского Пленума
ВКП (б). В 1975 г. отпуск теплоты
от ТЭЦ составил 4,2 млрд. ГДж при
мощности электрических генераторов
ТЭЦ более 60 млн. кВт. Выработка
электроэнергии на ТЭЦ в 1975 г.
составила примерно 320 млрд. кВт-ч,
из них комбинированным методом
на базе внешнего теплопотребления
примерно 190 млрд. кВт-ч, т. е. более
18% всей электроэнергии, отпущен-
ной электростанциями СССР, что
дало экономию более 28 млн. т услов-
ного топлива. По десятому пятилет-
нему плану намечается увеличитьуста-
новленную электрическую мощность
теплофикационных турбин и отпуск
теплоты от ТЭЦ, в том числе про-
мышленных примерно в 1,3 раза
по сравнению с 1975 г. Будет начато
строительство мощных теплоэлектро-
централей, работающих на атомной
энергии.
Заканчивается большая работа по
созданию единой энергосистемы стра-
ны, что позволит реализовать преиму-
щества электрификации во всех рай-
онах страны.
1-2. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ
И ТОПЛИВНЫЙ БАЛАНС
Производство электроэнергии осу-
ществляется на электрических стан-
циях преобразованием первичных энер-
горесурсов в электроэнергию.
Для выработки электроэнергии мо-
гут быть использованы следующие
природные энергоресурсы: теплота,
выделяющаяся при сжигании химиче-
ского топлива (каменного и бурого
угля, торфа, сланца нефти, природ-
ного газа и т. д.); теплота, выделяю-
щаяся при делении атомного ядра;
теплота подземных горячих источни-
ков, теплота воды в океанах, в кото-
рых имеется разность температур на
разных глубинах; механическая (ги-
дравлическая) энергия воды рек, мо-
рей и океанов; механическая энергия
естественных воздушных потоков; лу-
чистая энергия солнца.
8

В перспективе возможно получать
электроэнергию на базе управляемой
термоядерной реакции синтеза веще-
ства.
В десятом пятилетнем плане пред-
усматривается интенсивное развитие
исследований путей прямого преобра-
зования тепловой и ядерной энергии
в электрическую.
В настоящее время наибольшее
практическое значение для энерге-
тики имеют запасы топлива и гидрав-
лической энергии, а также урана —
источника ядерного горючего для атом-
ных электростанций.
Потенциальные энергетические ре-
сурсы мира, выраженные в миллиар-
дах киловатт-часов, характеризуются
следующими примерными данными:
Органическое топливо 50 000 000
Механическая энергия рек ... 33 900
Ядерное горючее 515 000 000
Механическая энергия ветра
(в год) 460 000
Лучистая энергия солнца
(в год) 620 000 000
В 2000 г. ожидается потребление
всех видов энергоресурсов во всем
мире в размере 20—25 млрд. т. услов-
ного топлива.
Общие мировые геологические за-
пасы всех видов органического
топлива на земле оцениваются
в 12,5 трлн. т условного топлива,
из которых экономически целесооб-
разными методами можно извлечь
3,5 трлн. т условного топлива. Из
этих запасов уголь составляет 80,
нефть 10 и природный газ 10%.
Мировые геологические запасы урана,
содержащиеся в пригодных для раз-
работки рудах, оцениваются в 25 • 106т.
При однократном использовании при-
родного урана его запасы примерно
эквивалентны 200 трлн. т условного
топлива.
Мировые прогнозные запасы угля
составляют 15 трлн. т, из них на долю
СССР приходится около 60%. По
потенциальным и разведанным энер-
гетическим запасам СССР стоит на
первом месте в мире.
Запасы топливных ресурсов нерав-
номерно распределены по террито-
рии СССР: на долю европейской части
страны приходится 10—12%, азиат-
ской — до 90%. В восточных районах
СССР сосредоточено более 93% гео-
логических запасов угл-я. В резуль-
тате большой работы по изучению
геологических богатств страны раз-
веданные запасы топлива возрастают
и прирост промышленных топливных
ресурсов страны опережает прирост
потребления топлива.
Топливный баланс СССР в настоя-
щее время и на ближайшую перспек-
тиву характеризуется данными по
потреблению топлива, приведенными
в табл. 1-1.
К 1980 г. годовая добыча органи-
ческого топлива составит более
2 млрд. т условного топлива, т. е.
возрастет более чем в 2 раза по отно-
шению к 1965 г.
В общих затратах топливно-энер-
гетических ресурсов в СССР на бли-
жайший период расходы на тепловые
электростанции и промышленность со-
ставляют примерно 60%. Таким обра-
зом, тепловые электростанции и про-
мышленность являются основными по-
требителями топливно-энергетических
ресурсов и их рациональное исполь-
зование в этих отраслях народного
хозяйства имеет большое значение,
что указано и в плане развития
народного хозяйства на 1975—1980 гг.
Использование топливно-энергети-
ческих ресурсов на электростанциях
СССР характеризуется приближен-
ными данными, приведенными в табл.
1-2. Как видно из таблицы, в настоя-
щее время основная часть электро-
энергии и теплоты (более 80%) выра-
батывается на тепловых электростан-
циях за счет использования органи-
ческого топлива.
Существенно возрастет в дальней-
шем выработка электроэнергии на
атомных электростанциях, которая
в 1980 г. составит 5% общей выра-
ботки.
Как видно из табл. 1-3, в период
1965—1975 гг. доля газа и мазута
в топливном балансе электростанций
до 1975 г. непрерывно возрастала.
В дальнейшем намечается изменение
структуры топливного баланса элек-
тростанций. В директивах по разви-
тию народного хозяйства в 1975—
1980 гг. предусматривается рост доли
ядерного горючего и дешевых углей
и соответственно снижение доли рас-
хода мазута и природного газа на
выработку электроэнергии и теплоты
9

Таблица 1-1
Топливный баланс СССР
Вид топлива
Природный газ ....
Прочие виды топлива
Итого . . .
1965 г.
млн. т услов-
ного топлива
418
347
157
60
982
%
42,4
35,1
15,9
6,6
100
Потребление
1970 г.
млн. т услов-
ного топлива
436
500
283
68
1287
%
33,9
38,9
22
5,2
100
топлива
1975 г.
млн. т услов-
ного топлива
510
702
353
65
1630
%
31,3
43,2
21,6
3,9
100
.
1980 г.
млн. т услов-
ного топлива
573—587
887—915
488—530
70—75
2018—2107
%
28,3—28
44,0—43,4
24,3—25
3,40—3,6
100
Таблица 1-2
Использование топливно-энергетических ресурсов на электростанциях СССР
Энергетические ресурсы
Органическое топливо
В том числе на выработку теп-
Гидроэнергия и атомная энер-
гия (на выработку электро-
энергии)
Потреблс
1965 г.
млн. т
условного
топл ива
240
84
25
%
91
9
гние топлива на
электростанциях
1970 г.
млн. т
условного
топлива
328
128
32
%
91
9
1975 г.
млн. т
условного
топлива
433
170
42
%
91
9
на электростанциях. Прирост добычи
нефти и газа все в большей мере
направляются на технологические
нужды, а вновь вводимые тепловые
электростанции ориентируются исклю-
чительно на твердое топливо.
Таблица 1-3
Структура топливного баланса
районных электростанций
Вид топлива
Природный газ .
Прочие, в том *
горючие, отходы
изводства ....
. . .
1исле
про-
Потребление по
топлива, °/
1965 г.
54,6
25,6
12,8
7
1970 г.
46,1
26
22,5
5,4
видам
0
1975 г.
42,6
26,8
25,1
5,5
1-3. КЛАССИФИКАЦИЯ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ
Электрической станцией называ-
ется комплекс оборудования и уст-
ройств, назначением которого явля-
10
ется преобразование энергии природ-
ного источника в электрическую энер-
гию (и теплоту).
Электрические станции разделяют
по следующим признакам:
1) по виду используемой энер-
гии на:
гидроэлектростанции (ГЭС), в ко-
торых электрическая энергия выраба-
тывается, за счет механической энер-
гии воды рек;
тепловые электростанции (ТЭС),
использующие органическое топливо;
атомные электростанции (АЭС),
в которых используется ядерное го-
рючее;
2) по виду отпускаемой энер-
гии:
тепловые электростанции, отпуска-
ющие потребителям только электро-
энергию, — конденсационные элек-
тростанции (КЭС);
тепловые электростанции, отпуска-
ющие электрическую и тепловую энер-
гию, — теплоэлектроцентрали (ТЭЦ);
источником отпускаемого тепла явля-

ется отработавший пар или отработав-
ший газ тепловых двигателей;
3) по виду теплового двигателя:
электростанции с паровыми турби-
нами — паротурбинные ТЭС, кото-
рые являются основным видом элек-
тростанций в нашей стране и за ру-
бежом;
электростанции с газовыми тур-
бинами — газотурбинные ТЭС;
электростанции с парогазовыми
установками — парогазовые ТЭС;
электростанции с двигателями
внутреннего сгорания — ДЭС;
4) по назначению электростанций:
районные электростанции (общего
пользования), обслуживающие все ви-
ды потребителей энергосистемы и яв-
ляющиеся самостоятельными произ-
водственными предприятиями: район-
ные конденсационные электростанции
(ГРЭС), районные теплоэлектроцен-
трали (ТЭЦ), коммунальные электро-
станции;
промышленные электростанции,
входящие в состав производственных
предприятий и предназначенные в ос-
новном для энергоснабжения пред-
приятий, а также прилегающих к ним
городских и сельских районов.
Паротурбинные электростанции
разделяют также и по другим, менее
характерным признакам, а именно:
1) по общей и единичной мощности
агрегатов: малой мощности — с агре-
гатами до 25 МВт; средней мощности —
с агрегатами 50—100 МВт; большой,
мощности — с агрегатами более
200 МВт. Такое разделение является
условным, так как мощности ТЭС
и ее агрегатов неизменно возрастают;
2) по начальным параметрам пара:
низкого давления — до 3,92 МПа;
высокого давления — до 12,7 МПа;
сверхвысокого давления — до
23,7 МПа. Такое разделение также
условно, так как параметры пара
все время повышаются;
3) по технологической схеме сое-
динений парогенераторов и турбогене-
раторов: блочные электростанции, на
которых каждый турбоагрегат при-
соединен к одному определенному
парогенератору; неблочные электро-
станции, в которых турбоагрегат сое-
динен главными трубопроводами со
всеми парогенераторами электростан-
ции или ее части (очереди).
1-4. ХАРАКТЕРИСТИКА
ПРОМЫШЛЕННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Промышленными называются элек-
тростанции, предназначенные в основ-
ном для энергоснабжения предприя-
тий и прилегающих к ним городских
и сельских районов. Обычно промыш-
ленные электростанции входят в со-
став предприятий и связаны линиями
электропередачи с энергосистемами.
Отличительными особенностями
промышленных электростанций явля-
ются:
1) двусторонняя связь электро-
станции с основными технологиче-
скими агрегатами. Промышленные
электростанции обычно являются не
только источниками электроэнергии
и теплоты для предприятий, но и
потребителями горючих отходов про-
изводства и внутренних энергоресур-
сов;
2) объединение ряда устройств
электростанции и предприятия в еди-
ную систему, предназначенную для
выполнения аналогичных операций
(общие с предприятием топливное хо-
зяйство, система водоснабжения, тран-
спортные устройства, ремонтные ма-
стерские, материальные склады и вспо-
могательные службы, бытовые соору-
жения для персонала и т. п.);
3) наличие на ряде электростанций
паровых турбин для привода нагне-
тателей воздуха и других газов. Мощ-
ные турбокомпрессоры (до 32 МВт)
работают на электростанциях метал-
лургических заводов, которые в этих
случаях называют паровоздуходув-
ными станциями (ПВС) или ТЭЦ —
ПВС. Турбокомпрессоры с паротур-
бинным приводом устанавливают так-
же на ряде ТЭЦ машиностроительных
и химических заводов. Указанные
особенности в значительной мере опре-
деляют оборудование и режим работы
промышленных электростанций. Про-
мышленные электростанции имеют
большой удельный вес в энергетике
страны. В настоящее время мощность
промышленных электростанций со-
ставляет более 15% общей мощности
тепловых электростанций. Около 80%
установленной мощности промышлен-
ных электростанций составляют паро-
турбинные электростанции с агрега-
тами до 100 тыс. кВт. На крупных
11

промышленных ТЭЦ намечается уста-
новка турбоагрегатов мощностьюЮО—
250 МВт. Отпуск теплоты от промыш-
ленных ТЭЦ в 1975 г. составил при-
мерно 30% общего количества теп-
лоты, отпускаемого всеми ТЭЦ страны.
1-5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ
ПОКАЗАТЕЛИ ТЭС
Оценка экономичности работы теп-
ловой электростанции. Эффективность
работы ТЭС характеризуется различ-
ными технико-экономическими пока-
зателями. Одни из них оценивают со-
вершенство тепловых процессов, —
например показатели тепловой эконо-
мичности, к которым относятся к. п. д.
агрегатов, цехов и всей электростан-
ции в целом, а также расходы теплоты
и топлива на единицу отпускаемой
энергии. Другие характеризуют усло-
вия, в которых работает тепловая
электростанция, — например это по-
казатели режима, к ним относятся:
соотношение конденсационной и ком-
бинированной выработки электроэнер-
гии, коэффициент использования и
число часов использования установ-
ленной мощности, показатели числен-
ности персонала (затраты труда) и
стоимости сооружения электростанции
(капитальные затраты). Наиболее важ-
ными и полными показателями работы
ТЭС являются себестоимости элек-
троэнергии и теплоты. Оценка эф-
фективности работы ТЭС и начисле-
ние премии персоналу производятся
на основе сравнения действительных
и плановых себестоимостей.
Тепловая экономичность КЭС. Для
КЭС, вырабатывающей только элек-
троэнергию, тепловая экономичность
характеризуется к. п. д. станции, пред-
ставляющим собой отношение полу-
ченной электроэнергии к теплоте из-
расходованного топлива:
где 5вьф и 30ТП — количество вырабо-
танной и отпущенной электроэнергии;
разность 5вьф — Эотп = Эс. н равна рас-
ходу электроэнергии на собственные
12
нужды станции; BQl — теплота из-
расходованного топлива; Вк* — расход
условного топлива, кг.
Разделив В на Звьф или на Эотп,
получим удельный расход условного
топлива на 1 кВт-ч выработанной
(Ьвыр) или отпущенной (Ьотп) электро-
энергии,
где дбР и qn — расход тепла топлива
на получение 1 кВт-ч выработанной
или отпущенной электроэнергии,
ккал/(кВт-ч) [кДж/(кВт-ч)].
В энергетике СССР тепловую эко-
номичность электростанций сравни-
вают по удельному расходу условного
топлива на 1 кВт-ч отпущенной элек-
троэнергии Ьотп- Между величинами
удельного расхода на выработанный
и отпущенный 1 кВт-ч существует
где зс> н — расход электроэнергии на
собственные нужды, % выработки,
На' действующей станции опреде-
ление показателя тепловой экономич-
ности обеспечивается необходимыми
измерениями: расхода топлива, вы-
работки и распределения электро-
энергии и другими.
При планировании режимов при
проектировании паротурбинной кон-
денсационной электростанции (КЭС)
основной показатель ее тепловой эко-
номичности т]кэс находят расчетом
показателей работы парогенераторного
(т]пГ) и турбинного цехов (г)"), от кото-
рых зависит г]кэс- Кроме того, на него
влияют потери теплового потока на
пути из парогенераторов к турби-
нам. Эти потери, определяемые из
* Здесь и ниже, если нет специальной
оговорки, имеется в виду условное топливо
с Q« = 7000 ккал/кг = 29 310 кДж/кг.

баланса теплоты, обычно невелики
и характеризуются к. п. д. теплового
потока т]г.п = °>" -*- °>98-
Определив при проектировании зна-
чения т)„г, л" и взяв приблизительно
т]ТшП, получим:
Тепловая экономичность ТЭЦ. Для
снабжения потребителей одновременно
и электроэнергией и теплотой приме-
няют или раздельную выработку элек-
троэнергии на КЭС и теплоты в ото-
пительной котельной или совместное,
комбинированное производство элек-
троэнергии и теплоты, получаемых
из отборов или противодавления тур-
бин на ТЭЦ. Экономия топлива при
комбинированном производстве по
сравнению с раздельным определяет
экономическую эффективность ТЭЦ.
Она создается за счет использования
отработавшей теплоты паросилового
цикла (подробнее это показано в
гл. 2).
Показатель тепловой экономично-
сти ТЭЦ должен в полной мере отра-
жать выгодность комбинированного
производства теплоты и электроэнер-
гии и тем самым стимулировать его
развитие. Определение к. п. д. ТЭЦ
(аналогично к. п. д. КЭС) как отноше-
ния использованной теплоты к за-
траченной теплоте топлива осложня-
ется тем, что сжигаемое здесь топливо
идет на выработку двух видов энер-
гии — теплоты и электроэнергии. По-
этому их количества должны быть
приведены к величинам, измеряемым
в одинаковых единицах. Числитель
выражения для к. п. д. ТЭЦ представ-
ляет собой либо сумму эквивалентов
полученной работы и отпущенной теп-
лоты (по первому закону термодина-
мики), либо (по второму закону тер-
модинамики) сумму эквивалентов ра-
боты, действительно полученной в
установке, и работы, которую можно
получить за счет отпущенной теплоты.
В первом случае получаем коэф-
фициент использования топлива на
ТЭЦ
Во втором случае получаем так
называемый эксергетический к. п. д.
ТЭЦ
где 2Дег — сумма отпущенной потре-
бителю теплоты в виде пара и горя-
чей воды; (дд — коэффициент работо-
способности теплоты топлива.
Так как производство электро-
энергии происходит с большими поте-
рями, чем производство теплоты, ве-
личина г)т растет с уменьшением Эвьф
и при Эвыр = 0 достигает максимума—
к. п. д. котельной. Такой показатель
явно не может стимулировать разви-
тия комбинированного производства
теплоты и электроэнергии.
Эксергетический к. п. д. также ма-
лопригоден, так как не показывает
основного преимущества ТЭЦ по срав-
нению с раздельным производством
теплоты и электроэнергии, вытекаю-
щего из использования отработавшей
теплоты паросилового цикла, и потому
Л тэц по значению мало отличается
от Лкэс Поэтому оба эти показателя
экономичности не используются на
практике, так как они не отражают
выгодность комбинированного произ-
водства теплоты и электроэнергии
и не стимулируют его развитие.
Можно отказаться от общего пока-
зателя экономичности ТЭЦ и взять
два частных к. п. д., определяющих
экономичность производства электро-
энергии и теплоты в отдельности.
Основным из них является к. п. д.
по производству электроэнергии на
ТЭЦ (вырабатываемой как на тепло-
вом потреблении, так и на конденса-
ционном режиме)
где Вэ — расход топлива на произ-
водство электроэнергии.
Второй показатель экономичности
ТЭЦ — к. п. д. по производству теп-
лоты для внешнего потребителя (как
из отборов и противодавления тур-
бин, так и непосредственно из паро-
генератора):
где Д. — расход топлива на произ-
13

водство теплоты, отпускаемой потре-
бителю,
Рассмотрим метод распределения
топлива, израсходованного на ТЭЦ
на производство электроэнергии и теп-
лоты.
По действующей в настоящее время
методике определения технико-эконо-
мических показателей расход топлива
на производство теплоты любого по-
тенциала для потребителей (Вт) при-
нимается равным расходу топлива
при отпуске теплоты непосредственно
из парогенератора с к. п. д. послед-
него т]^эц = r]jjr — основное условие
этого метода.
По этому методу вся экономия
от применения комбинированного про-
изводства электроэнергии и теплоты
относится в СССР к производству
электроэнергии, поэтому к. п. д. про-
изводства электроэнергии комбини-
рованным способом достигает 75—
80% вместо 35—40% на современ-
ных КЭС.
Ввиду того что повышение Лтэц
прямо пропорционально повышению
доли комбинированной выработки
электроэнергии, ТЭЦ заинтересована
в том, чтобы основное количество теп-
лоты отпускать потребителям из от-
бора или противодавления турбин
при низких параметрах (приемлемых
для потребителя). Отпуск теплоты
через РОУ и от водогрейных котлов
желательно свести к минимуму.
Таким образом, показатель эко-
номичности ТЭЦ т]^эц стимулирует
увеличение комбинированного произ-
водства электроэнергии и теплоты.
При такой методике сравнение
тепловой экономичности ТЭЦ и раз-
дельной установки (КЭС и котельная)
сводится к сравнению Ьэтэц и Ь^эс. За-
меренный общий расход топлива на
ТЭЦ 5тэц распределяется на произ-
водство электроэнергии Вэ и тепло-
ты Вт пропорционально количеству
теплоты, затраченной на каждый вид
энергии.
Расходы электроэнергии и теплоты
на собственные нужды, связанные
с производством каждого вида энер-
гии, и тепловые потери также распре-
деляются пропорционально количе-
ству теплоты, отнесенной на каждый
14
вид энергии, и включаются в опре-
деляемые расходы топлива Вэ и Вл.
При определении расхода топлива
на отпускаемую теплоту в расчет
берется величина О + Опот, где
Qom — суммарный отпуск за вычетом
теплоты возвращаемого конденсата;
^о?п — сумма потерь теплоты на ТЭЦ,
связанных с ее отпуском потребите-
лям, куда входят следующие потери
теплоты:
1) в паропроводах отбора от тур-
бин до точки замера отпуска теплоты;
.2) в основных и пиковых подогре-
вателях сетевой воды;
3) в паропреобразователях, редук-
ционно-охлаждающих установках и
в паропроводах, связанных с ними;
4) на приготовление и подогрев
химически очищенной воды на вос-
полнение невозврата конденсата, на
приготовление подпитки теплосети;
5) потери, связанные с увеличением
продувки парогенераторов из-за невоз-
врата конденсата потребителем пара.
Кроме того, в Вт входит часть топ-
лива, ушедшая на производство элек-
троэнергии, израсходованной в связи
сотпуском теплоты как при ее произ-
водстве в парогенераторе, так и в бой-
лерной, т. е. на сетевые, подпиточ-
ные, конденсатные насосы подогрева-
телей сетевой воды.
Расход топлива на электроэнер-
гию Вэ можно определить по формуле
где Q£p — теплота, выработанная па-
рогенераторами; Q£r" — расход теп-
лоты на собственные нужды паро-
генераторов; 3* н — суммарный рас-
ход электроэнергии на собственные
нужды, связанный с отпуском теп-
лоты. Он включает часть собствен-
ных нужд парогенераторов, относи-
мую на отпуск теплоты и расходы
в бойлерной.
Коэффициент полезного действия
теплового потока т]т п в знаменателе
выражения показывает, что на про-
изводство теплоты приходится и часть
потерь теплового потока, идущего
из котельной к турбинам.

Зная Вэ, можно определить удель-
ный расход топлива на 1 кВт-ч отпу-
щенной электроэнергии и частный
к. п. д. ТЭЦ по отпуску электроэнер-
гии т|тэцп):
Как и на КЭС по (1-5), связь
между удельным расходом на выра-
ботанную и отпущенную электроэнер-
гию определяется следующей зависи-
мостью:
где 5^" — часть расхода электро-
энергии на собственные нужды, от-
носимая к производству электроэнер-
гии на ТЭЦ.
По известному значению Вт=
= Втэц — #э определяется частный
к. п. д. ТЭЦ по производству теп-
лоты 1)\эц (1-Ю) и удельный расход
топлива на отпущенную тепловую
энергию:
Так как экономичность ТЭЦ в ре-
шающей степени зависит от доли ком-
бинированной выработки, то для объ-
ективного сравнения ее показателей
экономичности с другими ТЭЦ необ-
ходимо знать комбинированную вы-
работку на ней, а следовательно и
конденсационную выработку, так как
^тэц ^тэц ^тэц'
Выработка электроэнергии на базе
отпущенной потребителям теплоты оп-
ределяется как сумма:
где э] и Qt — удельная комбиниро-
ванная выработка и отпуск теплоты
из соответствующего отбора турбины.
При этом согласно изложенному
в гл. 2 должна быть учтена не только
выработка на базе теплоты, отданной
потребителю, но и выработка на базе
регенеративного подогрева конденсата
теплофикационной установки. При
планировании режимов, а также при
проектировании новой ТЭЦ графики
электрической нагрузки и отпуска
теплоты различных параметров по-
требителям известны. По ним можно
определить комбинированную выра-
ботку электроэнергии, а затем и эко-
номичность ТЭЦ по формуле
Здесь удельный расход условного
топлива на 1 кВт-ч при чисто комби-
нированной выработке:
Удельный расход условного топ-
лива при чисто конденсационной вы-
работке
гдет]Рег — термический к. п. д. регене-
ративного цикла.
Значения различных к. п. д., ука-
занных здесь для действующей ТЭЦ,
известны, а для проектируемой долж-
ны быть рассчитаны. При этом сле-
дует учесть снижение к. п. д. конден-
сационного потока пара на тепло-
фикационной турбине за счет сниже-
ния r\Qi проточной части высокого
давления ввиду колебания расхода
пара в зависимости от загрузки отбора
при номинальной мощности. Возмож-
но и снижение т]Рег этой турбины
из-за ухудшения вакуума по сравне-
нию с чисто конденсационной тур-
биной.
Эксплуатационные надбавки А
(пуск турбин, растопки парогенерато-
ров, потери топлива на складе и при
внутристанционном транспорте его)
ориентировочно можно оценить в
3-5%.
Удельный расход условного топ-
лива на отпущенную электроэнергию
находится по приведенной выше фор-
муле (1-14). Зная удельный расход
топлива на 1 кВт-ч отпущенной элек-
троэнергии Ьэотп, можно определить
расход топлива на отпускаемую по-
требителю теплоту Вт по формуле

где 3*н — расход электроэнергии на
собственные нужды, связанные с от-
пуском теплоты.
Здесь расход условного топлива
на электроэнергию собственного рас-
хода котельной, относимую на отпуск
теплоты, учитывается введением к. п. д.
нетто парогенератора ТЭЦ. Таким об-
разом, для проектируемой ТЭЦ нахо-
дится общий расход топлива 5тэц =
= Вэ + Вт.
На современных энергоблоках зна-
чения т]кэс и Ькэс подсчитываются
с помощью ЭВМ и по программе
обратного баланса и по результатам
текущих измерений необходимых па-
раметров.
Совершенство работы ТЭС харак-
теризуется среднегодовыми значени-
ями Ьтэс" — средним удельным расхо-
дом условного топлива на отпущен-
ную электроэнергию.
Для КЭС 6^тсп = 0,32--
-ь0,38 кг/(кВт-ч);
для ТЭЦ Ьэт§ц=0,2ч-
-f-0,3 кг/(кВт-ч).
Для всех ТЭС нашей страны сред-
негодовой удельный расход условного
топлива составляет:
Годы!' 1970 1975 1980
^тэс" кгДкВт-ч) 0,366 0,340 0,325—0,328
(план)
Снижение Ь^эс1 по ТЭС является
одной из важнейших задач энерге-
тики. Важным фактором, влияющим
на удельный расход топлива, явля-
ется комбинированная выработка теп-
лоты и электроэнергии, позволяющая
существенно снижать Ь^™; эта вели-
чина также зависит от режимов ра-
боты ТЭС в течение года, которые
характеризуются коэффициентом ис-
пользования установленной мощности:
где Nycl — установленная мощность
ТЭС.
Величина 3Г0ДА/Ууст = туст назы-
вается числом часов использования ус-
тановленной мощности.
Показатель численности персонала.
Численность производственного пер-
сонала на 1000 кВт установленной
16
мощности электростанции называется
штатным коэффициентом. Этот по-
казатель на ТЭС колеблется в широ-
ких пределах в зависимости от мощ-
ности станции, единичной мощности
ее основных агрегатов (парогенерато-
ров и турбин), типа станции (КЭС
или ТЭЦ) и вида сжигаемого топ-
лива. Кроме того, штатный коэффи-
циент зависит от степени автомати-
зации и централизации управления
производственными процессами, си-
стемы организации эксплуатации и
ремонта оборудования.
Штатный коэффициент снижается
с увеличением мощности станции и
повышением начальных параметров
пара из-за возрастания единичной
мощности основных агрегатов и вспо-
могательных механизмов, а также
снижения удельной численности адми-
нистративно-хозяйственного и ремонт-
ного персонала.
При работе станции на твердом
топливе (особенно на буром угле)
значительная доля персонала прихо-
дится на топливоподачу и золоудале-
ние. Поэтому электростанции, сжи-
гающие газ (или мазут), имеют штат-
ный коэффициент на 20—25% ниже,
чем станции, работающие на твердом
топливе. Конденсационные электро-
станции одинаковой мощности с ТЭЦ
имеют удельную численность персона-
ла на 20—30% меньше, чем ТЭЦ.
При этом численность эксплуатацион-
ного персонала обычно в 2 раза боль-
ше, чем ремонтного.
Показатели капитальных затрат.
Экономичность сооружения тепловой
электростанции определяется стои-
мостью сооружения 1 кВт установ-
ленной мощности или показателем
удельной стоимости
где S/C — суммарные капитальные за-
траты по сооружению станции, руб.;
^Vycr — суммарная установленная
электрическая мощность, кВт.
Величина 2 К складывается из
стоимости установленного оборудова-
ния (которая составляет обычно 60—
65% всей суммы) и стоимости строи-
тельных работ и монтажа (от 35 до
40%). Опыт сооружения крупных па-
ротурбинных электростанций на твер-

дом топливе с турбоагрегатами К-
300-240 и К-500-240 показывает, что
значение /Суд составляет при этом
около 130—160 руб/кВт. Оно зависит
от общей установленной мощности
ТЭС NyCT и от единичной номиналь-
ной мощности отдельных агрегатов
NU9 снижаясь с ростом величин NyCT
и Nu. Значение /Суд существенно зави-
сит от вида применяемого топлива,
снижаясь при переходе от угля к ма-
зуту и газу. Применение высоких
начальных параметров пара в цикле
обеспечивает тепловую экономичность
работы ТЭС, а также увеличивает
капитальные затраты, так как тре-
бует паропроводов из более дорогого
металла, более дорогостоящих паро-
генераторов и турбоагрегатов. На
размеры капитальных затрат могут
влиять также условия водоснабже-
ния, удаленность строительства ТЭС
от городов, магистральных дорог и
источников энергоснабжения, связан-
ная со строительством рабочего по-
селка и прочими дополнительными
расходами.
Удельные капитальные затраты
промышленных ТЭС, размещенных на
площадке промышленного предприя-
тия, могут быть снижены за счет
совмещения ряда ее устройств с ана-
логичными, необходимыми для самого
предприятия (подъездные пути, топ-
ливные склады, водоснабжение, ре-
монтные мастерские и т. д.).
Структура капитальных затрат на
сооружение ТЭС значительно изменя-
ется в зависимости от конкретных
условий и типа устанавливаемого обо-
рудования, но примерно ее можно
представить следующими данными:
Наименование затрат затрат,Я%
Строительная часть 20—30
Котельное оборудование 30—40
Турбинное оборудование 25—35
Электротехническое оборудование 7—9
Прочее 3—5
Сооружения и оборудование элек-
тростанции подвержены естественному
износу и моральному старению, вслед-
ствие чего вся установка и отдельные
ее элементы подлежат замене. Чтобы
обеспечить возможность такой замены,
с момента пуска электростанции про-
изводятся амортизационные отчисле-
ния от начальной стоимости станции,
входящие в себестоимость отпускае-
мой станцией энергии и теплоты.
Эти нормативные отчисления устанав-
ливаются соответствующими инструк-
циями с учетом предполагаемого срока
службы оборудования и сооружений,
годового числа часов использования
установленной мощности.
Показатели себестоимости продук-
ции ТЭС. Себестоимость отпущенной
с ТЭС электрической и тепловой энер-
гии является важным технико-эко-
номическим показателем, зависящим
от описанных выше показателей ТЭС.
Рассмотрим себестоимость электро-
энергии, отпущенной с КЭС. Эта се-
бестоимость равняется отношению го-
довых затрат Згод к годовому отпуску
электроэнергии
Годовые затраты Згод складыва-
ются из затрат на топливо Зт, на теку-
щие и капитальный ремонты и прочих
расходов на персонал Зп:
•-Год — 3Т + Зк + Зп. (1-22)
Составляющие себестоимости элек-
троэнергии определяются по форму-
лам:
3Т = 5Г0ДДТ, (1-23)
где ЦТ — цена условного топлива,
руб/кг;
Зк = ркК, (1-24)
где рк — коэффициент, учитывающий
отчисления от капиталовложений, рк—
= 0,1 ч- 0,11:
Зп=1,4#сЛГуст, (1-25)
где П — штатный коэффициент,
чел/МВт; с — средняя годовая зар-
плата, руб/(чел -год); с = 1200 -ь 1990
руб/ (чел-год); 1,4 — коэффициент,
учитывающий начисления на зар-
плату.
Подставив значения Зт, Зк, Зп
в (1-21), получим:
Топливная составляющая себестои-
мости отпущенной электроэнергии оп-
ределяется величинами Ьо?5 0,32 -т-
-г- 0,4 кг/ (кВт-ч) и ЦТ = 8-г 24руб/т
и равна 0,25—1,0 коп/(кВт-ч).
17

Для технико-экономического сопо-
ставления вариантов ТЭС использу-
ется не себестоимость, а удельные
расчетные затраты, учитывающие эф-
фективность капиталовложений:
где £н — нормативный коэффициент
эффективности капиталовложений,
принимаемый для энергетики рав-
ным 0,12. Вариант с минимальным
значением з является экономически
наивыгоднейшим. Сопоставляемые ва-
рианты должны приводиться к рав-
ному энергетическому эффекту (рав-
ная мощность, равный отпуск элек-
троэнергии, теплоты, равная надеж-
ность электро- и теплоснабжения).
Для расчета себестоимости тепло-
и электроэнергии на ТЭЦ следует
разделить годовые затраты между
этими двумя видами продукции. За-
траты на топливо распределяются
пропорционально распределению топ-
лива:
3ЭТ = В1°*ЦТ; (1-28)
3ТТ = ВТТ°*ЦГ. (1-29)
Затраты по машинному залу и
электроцеху (45% амортизационных
затрат и 35% расходов на персонал)
полностью относятся на производство
электроэнергии. Общестанционные
расходы (5% амортизационных отчис-
лений, 30% расходов на зарплату,
100% прочих расходов) распределя-
ются между тепло- и электроэнергией
пропорционально расходам по цехам:
Технико-экономические показа-
тели ТЭС зависят от показателей
надежности оборудования. К послед-
ним относятся:
коэффициент готовности по времени
гДе гРаб — время исправной работы;
тав — время неисправного, аварийного
состояния; /Сгот для парогенераторов
0,95—0,97, для паровых турбин 0,96—
0,98;
коэффициент технического исполь-
зования по времени
где трем — время плановых ремонтов;
Кт и приблизительно составляет
0,85—0,9.
Обеспечение высокой надежности
является важнейшей задачей кон-
структоров оборудования, проекти-
ровщиков ТЭС и работников эксплуа-
тации.
Следует иметь в виду, что цены
на топливо, оборудование, а также
затраты на сооружение ТЭС претер-
певают изменения. Поэтому приведен-
ные цены топлива, себестоимости элек-
троэнергии и удельных капиталовло-
жений являются временными.
ГЛАВА ВТОРАЯ
КОМБИНИРОВАННОЕ ПРОИЗВОДСТВО ТЕПЛОТЫ
И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
2-1. СИСТЕМЫ СНАБЖЕНИЯ
ПРОМПРЕДПРИЯТИЙ ТЕПЛОТОЙ
И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЕЙ
Все промышленные предприятия
нуждаются одновременно в теплоте
и электроэнергии. Некоторым пред-
приятиям теплота требуется только
для отопления, вентиляции, конди-
ционирования воздуха и горячего во-
доснабжения. В этом случае наиболее
экономичным теплоносителем является
горячая вода. Другим предприятиям—
металлургическим, химическим,нефте-
перерабатывающим, целлюлозно-бу-
мажным и др. помимо горячей воды
(на вышеуказанные цели) требуется
пар различных параметров на про-
изводственные нужды: обогрев тех-
нологических аппаратов, приводы раз-
личных механизмов — крупных тур-
бокомпрессоров и др.

Для большинства производствен-
ных потребителей достаточно давле-
ние пара от 0,4 до 1,5 МПа (~4—
15 кгс/см2).
Для приводных турбин крупных
компрессоров единичной мощностью
25—50 МВт применяют пар давлением
3,5; 9,0 и 13 МПа.
Электроэнергия требуется для тех-
нологических агрегатов (электропечи,
электролиз и т. п.), привода различ-
ных механизмов большой (до 50 МВт)
и малой мощности, а также освеще-
ния, кондиционирования воздуха и др.
Иногда предприятиям требуется
и механическая энергия для привода
агрегатов, если электропривод по тем
или иным причинам неприменим или
неэкономичен (требования техники бе-
зопасности, условия резервирования,
необходимость глубокого регулиро-
вания частоты вращения и др.). Меха-
ническая энергия вырабатывается
большей частью паросиловыми агре-
гатами, а также газотурбинными и
гидравлическими приводами. Весь
комплекс установок и агрегатов, ге-
нерирующих и транспортирующих теп-
лоту и электроэнергию к потребите-
лям, называют системой теплоэнер-
госнабжения предприятия.
При современном развитии энер-
гетики СССР потребность подавляю-
щего большинства промышленных
предприятий в электроэнергии может
быть полностью покрыта от энерго-
систем.
В отличие от электроэнергии теп-
лота (особенно при теплоносителе —
паре) не может быть экономично пода-
на на очень большие расстояния,
поэтому каждому предприятию или
группе близко расположенных пред-
приятий требуется свой источник теп-
лоты нужных параметров. Такими
источниками являются теплоэлектро-
централи (ТЭЦ), на которых произво-
дится комбинированная (совместная)
выработка теплоты и электрической
(механической) энергии *, а также
водогрейные или паровые котельные
и различные утилизационные уста-
новки.
* В дальнейшем для упрощения изло-
жения будет упоминаться только электро-
энергия, хотя комбинированная выработка
применяется и на приводных турбинах круп-
ных компрессороз и т. п.
При достаточно больших масшта-
бах потребления теплоты ТЭЦ дают
большую экономию топлива по срав-
нению с так называемым раздельным
вариантом теплоэлектроснабжения,
при котором предприятие получает
электроэнергию от энергосистемы, а
теплоту от своей или районной ко-
тельной.
Помимо экономии топлива пра-
вильно запроектированные ТЭЦ дают
и экономию приведенных затрат. Од-
нако в связи с техническим совершен-
ствованием районных электростанций,
увеличением единичной мощности
устанавливаемых на них агрегатов,
использованием атомной энергии и
др. себестоимость электроэнергии
в энергосистемах снижается, а это
улучшает показатели раздельной си-
стемы теплоэлектроснабжения.
Происходит непрерывный техни-
ческий прогресс также и на ТЭЦ.
Поэтому выбор оптимального метода
теплоэнергоснабжения промышленных
предприятий должен производиться
на основе детальных технико-экономи-
ческих расчетов.
2-2. ИСТОЧНИКИ ЭКОНОМИИ
ТОПЛИВА ПРИ КОМБИНИРОВАННОМ
ПРОИЗВОДСТВЕ ТЕПЛОТЫ
И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Комбинированным производством
электрической энергии и теплоты на-
зывают процесс, при котором теплота
рабочего тела, отработавшего (ча-
стично или полностью) в тепловом
двигателе (пар, газ и др.), использу-
ется для покрытия тепловых нагру-
зок как внешних, так и внутри-
станционных.
Использование отработавшего пара
(газа) для . подогрева рабочего тела
тепловых двигателей ТЭС называют
регенерацией теплоты. Такая регене-
рация является по существу комби-
нированной выработкой электроэнер-
гии на внутреннем тепловом потреб-
лении.
Централизованное снабжение теп-
лотой внешних потребителей от ТЭЦ
на базе комбинированного производ-
ства теплоты и электроэнергии назы-
вают теплофикацией.
Теплофикация может давать боль-
шую экономию топлива по сравнению
15

с раздельным теплоэлектроснабжени-
ем, при котором электроэнергия выра-
батывается на чисто силовых уста-
новках, например районных паро-
турбинных КЭС, а теплота в специаль-
ных котельных.
Рассмотрим теоретические основы
энергетической эффективности комби-
нированной выработки теплоты и элек-
трической (механической) энергии на
установках с тепловыми двигателями.
Начнем с простого случая идеальной
паротурбинной установки, работаю-
щей по циклу Ренкина, который
в Т, S-диаграмме показан на рис. 2-1.
При выработке турбиной только
механической энергии, когда пар рас-
ширяется до давления в конденсаторе
(точка 8) *, преобразованная в меха-
ническую энергию теплота измеря-
ется площадью 2-4-5-6-8-2, а теплота,
отданная в окружающую среду, —
площадью J-2-8-9-1.
Для возможности осуществления
комбинированной выработки энергии
теплота должна отпускаться потре-
бителям при температуре, превышаю-
щей окружающую среду, например 73,
так как только при этом она может
быть использована потребителем. Со-
ответственно должно быть повышено
давление пара на выхлопе турбины **.
Из-за повышения давления пара,
отводимого из турбины, уменьшается
удельная выработка механической
энергии 1Ы единицей массы рабочего
тела (1 кг пара), и она становится
эквивалентной площади 3-4-5-6-7-3.
Но зато теплота отработавшего в тур-
бине пара (площадь 10-3-7-9-10) не те-
ряется в окружающую среду, а исполь-
* В идеальном случае температура в
точке 8 равна температуре окружающей
среды.
** С целью упрощения изложения рас-
сматриваем турбину с противодавлением или
только поток пара, идущего в отбор.
Рис. 2-1. Цикл Ренкина для турбины с про-
тиводавлением и конденсацией.
20
зуется для удовлетворения потреби-
телей. Благодаря этому отпадает по-
требность в отдельной котельной у по-
требителей и экономится соответ-
ствующее количество топлива.
Экономия топлива, которую дает
комбинированная выработка теплоты
и электроэнергии (ТЭЦ) по сравне-
нию с раздельным вариантом (КЭС
и котельная) при условии получения
потребителями в обоих случаях оди-
наковых количеств электроэнергии и
теплоты одних и тех же параметров,
равна:
£эк = (£кэс + £кот) — 5Тз/Ц, (2-1)
где Вкэс — расход топлива на ТЭС,
вырабатывающей только электроэнер-
гию (при паротурбинных ТЭС это
КЭС); Вкот — расход топлива котель-
ными (паровые, отопительные и др.)
при раздельном варианте теплоэнер-
госнабжения; Втэц — полный расход
топлива на ТЭЦ, отпускающей теп-
лоту в электроэнергию, включая пи-
ковые котлы.*
Формула (2-1) справедлива для
ТЭЦ любого типа: паротурбинных,
парогазовых, газовых, атомных и др.
и является исходной для построения
любых методов расчета экономии топ-
лива.
Расход топлива на ТЭС в случае
комбинированного процесса будет
больше, чем при чисто конденсацион-
ном режиме, так как в первом случае
в электроэнергию переходит меньшая
доля теплоты 1 кг пара (площадь
3-4-5-6-7-3 меньше площади 2-4-5-6-
-8-2). Однако это увеличение расхода
топлива на ТЭЦ (ДВтэц) благодаря
комбинированному процессу меньше
исключенного расхода топлива в от-
дельной котельной:
ВтзП — #КЭС = А^ТЭЦ < /?кот-
Так, в случае раздельной схемы
теплоэнергоснабжения для выработ-
ки на КЭС такого же количества элек-
троэнергии, как на ТЭЦ, потребуется
расход теплоты топлива фкэс = Эт/г\<,
где Эт — количество электроэнергии,
выработанной на ТЭЦ комбинирован-
ным способом (измеряется площадью
3-4-5-6-7-3) (при этом принимаем, что
* Пиковыми называют котлы, покры-
вающие пики тепловых нагрузок.

вся механическая энергия преобра-
зуется в электроэнергию); r\t — тер-
мический к. п. д. идеального цикла
на КЭС.
Если при выработке электроэнер-
гии Эт ТЭЦ отпускает внешним потре-
бителям количество теплоты QB п (из-
меряется площадью 10-3-7-9-10), то
расход теплоты топлива в идеальной
отдельной котельной (с к. п. д., рав-
ным 1) СОСТаВИТ Qkot=Qb. п (ПРИ
сопоставимых условиях).
Суммарный расход теплоты топ-
лива на ТЭЦ (фтэц), измеряемый пло-
щадью 10-3-4-5-6-9-10, умноженной на
расход пара, составит:
QT3U = ^ + QB.n.
Подставляя найденные значения
в формулу (2-1), находим:
<Ээк = (3Т/Г], + QB.n) - (Эт + QB.n) =
= ^(1/л/-1). (2-2)
Удельная экономия на единицу от-
пущенной теплоты
?aK = QaK/QB.n = ^(l/^-l), (2-3)
где эт — удельная выработка элек-
троэнергии на тепловом потреблении
в идеальном процессе.
В идеальном цикле Ренкина зна-
чение эт определяется отношением
разностей энтальпии эТ = (i0 — £отб) /
I (*'отб — ^п.к)» гДе h —энтальпия пара
перед турбиной; ioj6 — то же в отборе
(противодавлении) турбины; fBK —
энтальпия возвращаемого потребите-
лями конденсата. Значение r\t (при
отсутствии регенерации) определяется
выражением т), = (i0 — /кон) / (i0 —
— ^кон)> гДе *"кои — энтальпия пара, иду-
щего в конденсатор; fKOll —энтальпия
конденсата.
Из формулы (2-3) видно, что в иде-
альной установке удельная экономия
топлива , прямо пропорциональна
удельной выработке электроэнергии
на тепловом потреблении ~эТ. При
этом она тем больше, чем ниже тер-
мический к. п. д. t]t замещаемой уста-
новки, работающей по чисто сило-
вому режиму, например КЭС.
Из формул (2-1) и (2-3) вытекает
также важный вывод, что экономия
топлива, даваемая ТЭЦ, принципи-
ально не может быть определена
показателями только самой ТЭЦ, а
определяется также показателями за-
мещаемых источников электроэнергии.
Из формулы (2-2) также видно,
что для Определения тепловой эко-
номичности ТЭЦ нельзя просто сум-
мировать два вида ее продукции —
теплоту и электроэнергию (Эт + QB. п),
хотя в системе СИ они и выражаются
в одних и тех же единицах — джоу-
лях, а во всех других системах еди-
ниц электроэнергия имеет однознач-
ный тепловой эквивалент (например,
1 кВт-ч = 860 ккал и т. п.).
Формула (2-3) относится к идеаль-
ной установке. Для расчета экономии
топлива, получаемой на реальных
ТЭЦ, необходимо дополнительно
учесть ряд других факторов. Однако
и для реальных установок главным,
часто доминирующим фактором, опре-
деляющим экономию топлива, явля-
ется удельная выработка электро-
энергии на тепловом потреблении эт.
Количество электроэнергии, выра-
батываемой паром из отбора турбины
Dot6, составляет:
& = Doj6 (i0 - Й?б) Ло*W (2-4)
отдача теплоты внешним потреби-
телям
Qb.ii = А>тб D'ot6 ~ Ф (fв.к ~ ix) ~ ?х)>
(2-5)
где i0 — энтальпия пара на входе
в турбину; *'о?б — энтальпия пара в от-
боре при изоэнтропном расширении;
»|0/ — внутренний относительный к.п.д
данного отсека турбины; т)эм — элек-
тромеханический к.п.д. агрегата; iol6—
действительная энтальпия пара в от-
боре с учетом г)0/,
*отб = *о ~ (*'о ~ *'отб) ЛоЬ (2"6)
Ф — доля возвращаемого потребите-
лем конденсата (при отпуске теплоты
через поверхностные теплообменники
Ф = 1, когда потребитель полностью
теряет конденсат ф = 0); tB% к — энталь-
пия возвращаемого потребителями
конденсата; 1Х — энтальпия холодной
воды, компенсирующей потери кон-
денсата.
Сопоставляя равенства (2-4) и (2-5),
находим, что удельная комбинирован-
ная выработка электрической энер-
гии на внешнем тепловом потребле-
21

нии равна:
где изоэнтропный теплоперепад в тур-
бине Д*?5Р = i"o — йгв; при наличии
промежуточного перегрева пара до
отбора А/тур = i0 + Д*'п. п — *о?б, i0 —
энтальпия пара на входе в турбину;
*'отб — энтальпия пара в отборе при
промежуточном перегреве; Atn.n — по-
вышение энтальпии пара в промежу-
точном пароперегревателе.
Для получения размерного зна-
чения Зв.п надо безразмерное значе-
ние эт9 подсчитанное по формуле (2-7),
умножить на размерный коэффициент
1163 = 106/860 кВт-ч/Гкал, или
273кВт.ч/ГДж.
Величина э1,п тем больше, чем
выше начальные параметры пара па-
ротурбинных ТЭЦ (г*о), чем ниже дав-
ление пара в отборах турбин (toil)
и чем выше внутренний относительный
к. п. д. турбин r)oi.
Рассмотрим влияние перегрева па-
ра на эффективность комбинирован-
ной выработки теплоты и электро-
энергии (рис. 2-2). Критерием, по
которому можно судить о влиянии
перегрева, является удельная выра-
ботка электроэнергии на тепловом
потреблении э1.п.
Чем выше перегрев пара, тем боль-
ше удельная работа пара в турбине /т,
но одновременно растет и количество
теплоты, отдаваемой 1 кг паром потре-
бителю <7В> п (пар в отборах может стать
перегретым или более сухим), следо-
вательно, в выражении, определяющем
Рис. 2-2. Влияние перегрева пара на комби-
нированную выработку электроэнергии.
22
удельную выработку на тепловом по-
треблении Зв.п ^Яв. п» будут расти
как числитель, так и знаменатель.
От соотношения темпов роста числи-
теля и знаменателя будет зависеть
эффективность перегрева.
Если окажется, что удельная вы-
работка электроэнергии при промежу-
точном перегреве пара э1»р > зт, зна-
чит, перегрев повышает эффективность
комбинированной выработки теплоты
и электроэнергии, и наоборот.
Исследования показали, что при
высоких начальных давлениях пара
(13—24 МПа) и при низких давлениях
в отборах (0,07—0,2 МПа) началь-
ный перегрев пара дает повышение
удельной выработки на внешнем
тепловом потреблении э1, п, а следова-
тельно, и q9K.
При низких начальных давлениях
пара и высоких давлениях в отборах
перегрев пара снижает эффективность
комбинированной выработки.
Сказанное относится и к эффек-
тивности промежуточного перегрева
пара у теплофикационных турбин
(пунктирный контур на рис. 2-2).
При очень высоких начальных дав-
лениях пара (24 МПа), правильно
выбранном давлении промежуточного
перегрева и низких давлениях отбора
(0,07—0,2 МПа) промежуточный пере-
грев может дать некоторую экономию
топлива. В других случаях про-
межуточный перегрев пара на ТЭЦ
снижает экономию топлива.
Рассмотрим влияние изменения на-
чальных и конечных температур цикла
на эффективность комбинированной
выработки.
Как известно из термодинамики,
любой цикл теплового двигателя мо-
жет быть заменен эквивалентным ему
по к. п. д. циклом Карно, в котором
температуры подвода и отвода теплоты
определяются как средние для рас-
сматриваемого цикла. При этом под
средней температурой подвода или
отвода теплоты для этого цикла по-
нимаются отношения удельных коли-
честв подведенной или отведенной
теплоты к изменениям удельной эн-
тропии рабочего тела в процессе под-
вода или отвода теплоты.
Удельная выработка электроэнер-
гии на тепловом потреблении эт при

цикле Кар но составляет:
где Гп и Гот — абсолютные темпера-
туры подвода и отвода теплоты.
Если температура подвода теп-
лоты увеличится на Д7\ то эт увели-
чится и будет равна:
Аналогично при снижении темпе-
ратуры отвода теплоты на такую же
величину AT удельная выработка
составит:
Температура отвода теплоты Тот
значительно меньше температуры под-
вода теплоты Гот, поэтому изменения
этих температур на одинаковые А7
дает больший эффект в случае изме-
нения температуры отвода теплоты.
Например, пусть Т°п = 600 К, Тот =
= 330 К, AT - 20 К, тогда
Отмеченное большое влияние сни-
жения Тот на комбинированную вы-
работку электроэнергии объясняет
большой эффект, даваемый ступенча-
тым подогревом сетевой воды в совре-
менных теплофикационных турбинах.
2-3. РАСЧЕТ ЭКОНОМИИ
ТОПЛИВА НА ДЕЙСТВУЮЩИХ ТЭЦ
Расчет экономии топлива Вък, кото-
рую дает комбинированная выработка
теплоты и электроэнергии *, прихо-
дится определять как для действую-
щих, так и проектируемых ТЭЦ.
В первом случае расчеты гораздо
проще и точнее, так как опираются
на отчетные (фактические) данные.
* Для упрощения изложения в даль-
нейшем — «экономия топлива на ТЭЦ».
Так, по отчетным данным за рас-
сматриваемый период известны: рас-
ход топлива на ТЭЦ Втэц', количе-
ство отпущенной внешним потребите-
лям теплоты QB п; количество отпу-
щенной электроэнергии Этэц-
Значения Вкэс и Вкот [уравнение
(2-1)] можно просто и достаточно
точно определить по отчетным данным.
Так, расход топлива на КЭС,
с которой производится сравнение
(замещаемой), определяется по урав-
нению
£Кэс = £кэоЭтэцг|\ (2-9)
где &кэс — удельный расход топлива
на КЭС, кг/(кВт-ч), известный по
отчетным данным для данного типа
КЭС; \р — коэффициент, отражающий
разный отпуск электроэнергии от ТЭЦ
и КЭС, необходимый для подачи
потребителям одинакового количества
электроэнергии с учетом потерь в се-
тях, расхода на собственные нужды
и др.
Считая потери в тепловых сетях
от ТЭЦ и котельных одинаковыми,
расход топлива котельными можно
определить по формуле QK0T = b^OTQBni
где Ькот — удельный расход топлива
(нетто) в котельной на единицу отпу-
скаемой теплоты. Значение Ькот из-
вестно по отчетным данным для ко-
тельных данного типа (водогрейных,
паровых) и мощности при исполь-
зовании на них известного вида топ-
лива.
Определив по формуле (2-1) Вэк
и зная QB п и Этэцу можно рассчи-
тать все представляющие интерес
удельные показатели ТЭЦ.
Применяются и другие методы оп-
ределения энергетической эффектив-
ности (экономии топлива) и показа-
телей действующих ТЭЦ, например
по удельным расходам топлива на
отпускаемую электроэнергию Ьтэц
и теплоту Ьтэц с учетом удельной
выработки электроэнергии на тепло-
вом потреблении эт.
При таких способах значения
удельных расходов Ьтэц и Ьгэц -опре-
деляют путем распределения извест-
ного по отчетным данным общего
расхода топлива на ТЭЦ Втэц между
теплотой и электроэнергией. Это рас-
23

пределение можно производить по-
разному, например по эксергии выра-
батываемой ТЭЦ продукции или же
относя все выгоды комбинированной
выработки на электроэнергию или
теплоту. По методике, применяемой
Минэнерго, все выгоды комбиниро-
ванной выработки относятся на элек-
троэнергию. Соответственно по ме-
тоду Минэнерго значения ЬТэц и
Ьтэц определяются по формулам, при-
веденным в гл. 1.
При любых методах определения
удельных расходов всегда должно
соблюдаться равенство
ВтЭЦ = ^ТЭцЭтЭЦ + ЬтЭЦ Qb.it
(2-10)
Экономия топлива, даваемая ТЭЦ,
определится формулой
Вэк = ЭтЭЦ (#КЭС ~ Ьтэц) + <3в.п X
х(Ст-Ьтэц). (2-П)
Поскольку значения ЬТэц и ЬТэц
находятся путем распределения между
электроэнергией и теплотой извест-
ного суммарного расхода топлива на
ТЭЦ Втэц, то при любых методах
распределения суммарного расхода
топлива на ТЭЦ между теплотой и
электроэнергией значения Вэк по фор-
муле (2-11) должны получаться
одинаковыми. Таким образом, ме-
тод определения удельных расхо-
дов топлива (теплоты) на ТЭЦ на
электроэнергию и теплоту при пра-
вильном ведении расчетов не влияет
на абсолютные величины экономии
топлива Вэк и приведенных затрат Зэк,
даваемых ТЭЦ, по сравнению с раз-
дельным вариантом, несмотря на то
что значения Ьтэц и &тэц получаются
при различных методах разными.
2-4. РАСЧЕТ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ
ЭФФЕКТИВНОСТИ
ПРОЕКТИРУЕМЫХ ТЭЦ
Расчет энергетических показателей
проектируемых ТЭЦ значительно
сложнее, чем действующих, так как
заранее не известен суммарный годо-
вой расход топлива на ТЭЦ, который
должен определяться с высокой точ-
ностью; погрешность в несколько про-
центов может изменить ожидаемую
24
экономию приведенных затрат в не-
сколько раз [51, 55].
Применяют следующие методы оп-
ределения Втэц и Вэк.
1. Значение Втэц определяется
расчетом тепловой схемы ТЭЦ при
достаточном количестве характерных
режимов работы станции. По найден-
ному значению Втэц находят эконо-
мию толива Вэк по сравнению с.рас-
ходом топлива при раздельном ва-
рианте [(по (2-1)].
2. Значение Вэк определяется непо-
средственно по удельным энергетиче-
ским показателям ТЭЦ, районных
котельных и КЭС [см. (2-13)].
Достаточно точный расчет тепло-
вой схемы ТЭЦ (точнее, расходов теп-
лоты котельными ТЭЦ) представляет
собой сложную задачу, особенно при
работе турбин и станции в целом на
неноминальных режимах. Между тем
как раз эти режимы и являются обыч-
но определяющими для экономичности
ТЭЦ.
Расчетом тепловой схемы ТЭЦ опре-
деляется расход пара из котельной DK0T
при различных режимах работы ТЭЦ
с учетом расхода на собственные
нужды, отпуска пара помимо турбин
и различных потерь. По известному
DK0T и энтальпии питательной воды
(зависящей от режима работы тур-
бины) находят расход теплоты ко-
тельной QK0T ТЭЦ и расход топлива
станцией в целом Втэц с учетом пико-
вых котлов.
Для достаточно точного определе-
ния годового расхода топлива на
ТЭЦ Втэц тепловую схему надо рас-
считывать для всех заметно отличаю-
щихся достаточно длительных режи-
мов работы ТЭЦ. Практикуемое иногда
определение Вт°эц только по двум-
трем режимам, например по средне-
зимнему и среднелетнему, может при-
водить к серьезным ошибкам. Пояс-
ним причину этого. На современных
ТЭЦ устанавливают, как правило,
турбины с регулируемыми отборами
и конденсацией и применяют ступен-
чатый подогрев сетевой воды (см.
гл. 3). В этих условиях удельная вы-
работка электроэнергии на тепловом
потреблении эт является переменной
величиной, зависящей от темпера-
туры сетевой воды как прямой, так

и обратной, поскольку от этих тем-
ператур зависят давления в отборах.
Из-за этого в начале отопительного
периода и в холодное зимнее время
при одинаковых Qot6 и Niy? значе-
ния эт отличаются на 10% и более.
Соответственно суточная экономия топ-
лива в течение отопительного периода,
даже при одинаковых отпусках теп-
лоты и электрических нагрузках,
сильно изменяется.
От режима работы турбины сильно
зависит температура питательной воды
парогенераторов /п> в из-за изменения
давления пара в верхнем регенера-
тивном отборе. Изменение /п> в может
составлять 30° С и больше (см. диа-
граммы режимов работы турбин).
Между тем изменение tnB на 30° С
изменяет расход топлива в парогене-
раторе (а следовательно, и Втэц)
при той же его паропроизводитель-
ности примерно на 5%, а такая по-
грешность вызывает во много раз
большую погрешность при определе-
нии экономии топлива и особенно
экономии приведенных затрат (в не-
сколько раз). Заметное влияние ока-
зывает еще ряд других факторов.
В настоящее время все турбострои-
тельные заводы дают по своим тур-
бинам диаграммы режимов (см. гл. 13),
которые устанавливают связь между
расходом пара на турбину, размерами
отборов пара (теплоты) из регули-
руемых отборов (одного или двух
в различных сочетаниях), температу-
рой сетевой воды, температурой пи-
тательной воды парогенераторов и
электрической мощностью турбины.
Диаграммы снабжены вспомогатель-
ными кривыми для определения по-
правок на различные отклонения от
номинальных условий (изменение
начальных параметров пара, давле-
ний в регулируемых отборах и т. п.).
Строятся диаграммы режимов по
значительному числу реперных то-
чек, получаемых путем детальных
расчетов турбин на характерных ре-
жимах их работы с учетом всех факто-
ров. Пользуясь такими заводскими
или экспериментальными диаграмма-
ми режимов турбин, можно достаточно
точно, просто и быстро определять
часовые расходы пара и теплоты
на турбину (£)тур и QTyp) при различ-
ных режимах ее работы в течение
года, а затем по часовым расходам
определять годовые расходы с уче-
том числа часов работы на отдель-
ных режимах.
Вместо диаграмм режимов можно
определять часовые расходы теплоты
(пара) турбинами по специальным
формулам, разработанным рядом ор-
ганизаций.
Рассчитав тем или иным путем
годовой расход теплоты турбиной Qt?p,
переходят к определению годового рас-
хода топлива на ТЭЦ Втэц.
Расход теплоты топлива основными
(энергетическими) парогенераторами
ТЭЦ (за рассматриваемый период —
обычно год) определяется по выраже-
нию
гДе Qc. н — расход теплоты на собст-
венные нужды ТЭЦ, покрываемые
не отборным паром турбин (продувки,
разогрев жидкого топлива, привод
различных механизмов, обдувки и
т. п.); Qpoy—расход теплоты свежего
пара на редукционно-охладительные
установки (РОУ); rjjjp—к. п. д. па-
рогенераторов брутто без учета рас-
хода электроэнергии на собственные
нужды; rjT п — к. п. д. теплового по-
тока на ТЭЦ, учитывающий различ-
ные потери теплоты, пара и конден-
сата в теплопроводах, аппаратах и др.
На ТЭЦ топливо расходуется так-
же в пиковых котельных. Этот рас-
ход определяется по отпуску теплоты
от них Qn K (площадь 8-2-3-8 на
рис. 2-3) и к. п. д. котельных т]" к с уче-
том расходов теплоты на собственные
нужды.
Рассчитав таким образом суммар-
ный годовой расход топлива на ТЭЦ
ЯтэЦэ определяют экономию топлива
Рис. 2-3. Годовой график расхода теплоты
на отопление и горячее водоснабжение.
25

Вэк и Другие показатели ТЭЦ таким
же методом, как и для действующей
ТЭЦ (см. § 2-3).
Рассмотрим метод определения эко-
номии топлива по удельным энерге-
тическим показателям ТЭЦ. На со-
временных ТЭЦ устанавливаются, как
правило, турбины с отборами пара
и конденсацией. В таких турбинах
выработка электроэнергии происхо-
дит одновременно как комбинирован-
ным 5Т, так и конденсационным спо-
собом Этэц- Кроме того, турбина
отпускает теплоту внешним потреби-
телям QlVn-
Пользуясь удельными показате-
лями ТЭЦ, можно определить эконо-
мию топлива, даваемую ТЭЦ, по срав-
нению с раздельным вариантом, по
формуле Л. А. Мелентьева, допол-
ненной двумя членами, учитываю-
щими разные расходы топлива на
отпускаемую теплоту на ТЭЦ и в ко-
тельных:
где Эт и Зтэц — количества электро-
энергии, выработанной на ТЭЦ ком-
бинированным и конденсационным спо-
собами; &кэс, ЬтэцЬтэц — удельные
расходы топлива на электроэнергию,
отпущенную от КЭС, вырабатываемую
на ТЭЦ комбинированным и конден-
сационным способами; &тэц» ^кот, Ь". к—
удельные расходы топлива на теплоту,
отпускаемую турбинами ТЭЦ, район-
ной замещаемой котельной и пико-
выми котлами (если теплопотери в се-
тях от ТЭЦ и районной котельной,
сильно отличаются, то они учитыва-
ются в £>кот); QlVn> Qn. к — количество
теплоты, отпускаемой от турбин ТЭЦ
и пиковыми котлами или РОУ.
Первый член уравнения (2-13) оп-
ределяет экономию топлива, дости-
гаемую за счет выработки электро-
энергии на тепловом потреблении при
отнесении всех выгод комбинирова-
ния на электроэнергию.
Удельный расход условного топ-
лива, кг/(кВт-ч), на выработку элек-
трической энергии на тепловом потреб-
26
лении составит в соответствии с фор-
мулой (1-16)
гДе Лэм — коэффициент, учитывающий
потери при преобразовании механи-
ческой энергии, гтолученной на валу
турбины, в электрическую, получае-
мую на зажимах генератора:
здесь ANM г — суммарные потери ме-
ханические и в генераторе, которые
задаются заводами-изготовителями.
Для мощных агрегатов г|эм = 0,97 -*-
-*- 0,985.
Второй член определяет перерас-
ход топлива, вызываемый тем, что
удельный расход топлива при кон-
денсационной выработке на ТЭЦ боль-
ше, чем на КЭС (Ьтэц > Ькэс). Объ-
ясняется это тем, что среднегодовой
внутренний относительный к. п. д.
конденсационного потока теплофика-
ционных турбин (г]0/) меньше, чем
конденсационных. Кроме того, на ТЭЦ
экономически оптимальнее лавлвние
пара в конденсаторе выше, чем на
КЭС, и во многих случаях начальное
давление пара на ТЭЦ (13 МПа)
ниже, чем на КЭС (24 МПа). При на-
чальном давлении пара 13 МПа на
ТЭЦ нет промежуточного перегрева.
Например, проектный удельный рас-
ход теплоты турбиной Т-100-130 при
работе на конденсационном режиме
примерно на 10% больше, чем у тур-
бины К-200-130, и примерно на 17%
больше, чем у турбины К-300-240.
Третий член уравнения определяет
дополнительную экономию топлива
в случае, когда к. п. д. парогенерато-
ров ТЭЦ выше к. п. д. районной
котельной (&кот>^тэц)- В том слу-
чае, когда &"от < ^тэц (крупная рай-
онная котельная на газовом топливе
и т. п.), третий член уравнения может
получить отрицательный знак и опре-
делить перерасход топлива.
На ТЭЦ при нормальной тепловой
загрузке турбин величина Ql°*n со-
ставляет значительную часть расхода
теплоты топлива на ТЭЦ. Соответ-
ственно, если разность между Ь^от
и Ьтэц составляет заметную величину,

то пренебрежение третьим членом при
расчетах может вызвать существен-
ную погрешность при определении
В9К и еще большую погрешность при
определении экономии приведенных
затрат. Случаи, когда значения &"0т
и Ьтэц совпадают, встречаются редко.
Четвертый член уравнения (2-13)
учитывает влияние разницы в к. п. д.
пиковых и районных котельных, он
также может иметь как положитель-
ный, так и отрицательный знак.
Когда режим работы ТЗЦ суще-
ственно изменяется в течение года
(отопительный и летний периоды и
др.), экономия топлива определяется
по формуле (2-13) за отдельные ха-
рактерные периоды года, а затем
суммируется.
Трудности достаточно точных рас-
четов по формуле (2-13) определяются
сложностью точного определения чис-
ленных значений входящих в нее
показателей.
Кроме выработки электроэнергии
на внешнем тепловом потреблении
на ТЭЦ производится еще значитель-
ная комбинированная выработка элек-
троэнергии на внутреннем тепловом
потреблении: это — регенеративный
подогрев питательной воды, подогрев
отборным паром топлива или воздуха,
идущего на горение, и др. Поэтому
значение Эт в формуле (2-13) должно
определяться как сумма Э1. п + Эр.
Удельные расходы топлива на рай-
онной КЭС ЬКэс определяются с уче-
том регенеративного подогрева пита-
тельной воды и других внутренних
потребителей теплоты, получающих
ее из нерегулируемых отборов тур-
бин. Поэтому для соблюдения условий
сопоставимости при определении В9К
необходимо учитывать комбинирован-
ную выработку и на внутреннем тепло-
вом потреблении ТЭЦ Эр.
Значения Эр на ТЭЦ и КЭС не оди-
наковы даже при одинаковых началь-
ных параметрах пара, числе отборов
и конечных температурах регенера-
тивного подогрева воды. Разные зна-
чения объясняются следующими об-
стоятельствами:
у конденсационной турбины основ-
ная часть пара идет в конденсатор,
соответственно конденсат посту иает
в систему регенеративного подогрева
с низкой температурой, что увеличи-
вает Эр на КЭС;
у теплофикационных турбин основ-
ная часть конденсата поступает в ре-
генеративные подогреватели с более
высокой температурой из сетевых по-
догревателей, систем возврата кон-
денсата и др. Это уменьшает Эр
на ТЭЦ, так как подогреватели низ-
кого давления, в которых Э£ значи-
тельно больше, работают с минималь-
ной загрузкой. С другой стороны,
на ТЭЦ больше расход конденсата,
чем на КЭС, при одинаковой электри-
ческой мощности, что увеличивает
расход теплоты на регенерацию и, сле-
довательно, Эр.
Для определения В9К по формуле
(2-13) необходимо рассчитать вели-
чину Эр на данной ТЭЦ. Точный рас-
чет Э1 довольно сложен и должен
производиться для каждой конкретной
турбины с учетом режима ее работы.
Для упрощения расчетов целесо-
образно найти способ выразить вели-
чину Эр в долях от Э1.п. Обозначим
el = Э11Э1. „. Тогда
Эт = ЭТв.п(1+$, (2-16)
где Эв. п — комбинированная выработ-
ка электроэнергии на ТЭЦ на базе
внешнего теплового потребления.
Профессором Е. Я. Соколовым был
предложен следующий метод прибли-
зительного определения значений е£.
Действительная система регенера-
тивного подогрева питательной воды
заменяется условной (рис. 2-4), в ко-
торой имеется только один регенера-
тивный смешивающий подогреватель 4
и один отбор насыщенного пара при
температуре /рР, которая равна средне-
арифметической конечной температуры
подогрева питательной воды tn% B и
начальной температуры конденсата,
поступающего в систему регенерации /к:
Условная схема на рис. 2-4 не-
реальна, так как паром с температу-
рой /рР < tn, в нельзя нагреть воду
до температуры /п в. Применение ус-
ловной схемы является только мето-
дическим приемом, позволяющим про-
сто находить примерные значения е£.
27

Рис. 2-4. Схема условного регенеративного
подогрева питательной воды.
/ — парогенератор; 2 — турбина; 3 — поверх-
ностный теплообменник; 4 — смешивающий реге-
неративный подогреватель; 5 — регенеративный
отбор при средней температуре /^р.
Рис. 2-5. Относительная комбинированная
выработка электроэнергии на внутреннем теп-
ловом потреблении 11 {y\0i = 0,8; т]эм = 0,98)
при давлении в отборе до 0,05 МПа (а) и до
1,6 МПа (б).
Ро, МПа /о, °С /ПвВ, *С
/ 3.5 435 150
2 9,0 535 215
3 13,0 565 230
4 13,0 565/565* 230
б 24,0 560/565** 260
* Промежуточный перегрев при 3,2 МПа.
** Промежуточный перегрев при 4 МПа.
28
Если бы массовые расходы пара
в усредненный регенеративный отбор
в подогреватель Зу отпускающий теп-
лоту внешним потребителям DB п, были
одинаковы, то комбинированная вы-
работка на обоих этих потоках была
бы пропорциональна перепадам эн-
тальпий до соответствующих отборов,
а именно
Но Dp фОвп. Отношение расхо-
дов пара в условный регенеративный
подогреватель Dp ив теплофикацион-
ный подогреватель DB п по балансу
теплоты равно:
а величина
где i0f i£P, iB п — энтальпии пара пе-
ред турбиной, в усредненном регене-
ративном отборе и в подогревателе 3\
К. в» ?в. к — энтальпии питательной во-
ды и конденсата подогревателя 3.
На рис. 2-5 приводится график
усредненных значений е^ рассчитан-
ных по формуле (2-20) при значениях
^о1 = 0,8, т]эм = 0,98 и возврате вне-
шними потребителями 100% конден-
сата при температуре насыщения. По
оси абсцисс отложено давление в от-
боре, покрывающем внешнее теплопо-
требление. Значения суммарной удель-
ной комбинированной выработки элек-
троэнергии на ТЭЦ эт = э1ш п (1 +
+ el) даны на рис. 2-6.
Значительные трудности возника-
ют при определении достаточно точ-
ных значений удельных расходов теп-
лоты (топлива) на электроэнергию,
вырабатываемую на ТЭЦ конденса-
ционным способом, 9тэц» особенно
при работе турбин с большой загруз-
кой отборов, когда условия работы
пара в ЧНД турбины резко изме-
няются. Между тем по отчетным дан-
ным за последние годы выработка
электроэнергии конденсационным спо-
собом на ТЭЦ Минэнерго СССР, на
которых установлены только тепло-
фикационные турбины, составила око-
ло 35% общей ее выработки этими

ТЭЦ, поэтому влияние второго члена
уравнений (2-13) велико.
Наиболее точно значения <7тЭц мо-
гут быть определены путем распределе-
ния суммарного расхода теплоты (топ-
лива) турбиной между комбинирован-
ной и конденсационной выработкой,
например, по формуле
где Q?yp — расход теплоты турбиной
за рассматриваемый период, который
может определяться по диаграмме ре-
жимов турбины при данных условиях
ее работы или по специальным форму-
лам; Qly£ (1 + зт) — количество теп-
лоты, отнесенной на электроэнергию,
выработанную комбинированным спо-
собом, и отпущенная теплота; NTyp —
— (зт QlYu) — количество электроэнер-
гии, выработанной на ТЭЦ конденса-
ционным способом.
В течение года значения q**
сильно изменяются, поэтому при рас-
четах годовой экономии топлива зна-
чения <7тэц необходимо определять
для достаточного числа характерных
режимов работы ТЭЦ.
2-5. КОЭФФИЦИЕНТ ТЕПЛОФИКАЦИИ
Коэффициентом теплофикации
ТЭЦ атэц называется доля тепловой
нагрузки ТЭЦ, покрываемая теплотой
из отборов турбин. Различают часо-
вой коэффициент теплофикации а^|с
и годовой а™Д
На рис. 2-3 был показан пример-
ный годовой график расхода теплоты
на отопление и горячее водоснабже-
ние. Расход теплоты при расчетной
для данной местности температуре
наружного воздуха (так называемая
присоединенная часовая нагрузка Qnp)
измеряется ординатой 1-2. Годовой
расход теплоты измеряется площадью
1-2-3-4-5-6-1.
Часовой а^аэсц равен (см. рис. 2-3):
Рис. 2-6. Удельная суммарная выработка
электроэнергии на внешнем и внутреннем
теплопотреблении.
Ро, мпа /о, °С *п#в, °с
/ 3,5 435 150
2 9,0 535 215
3 13,0 565 230
4 13,0 565/565* 230
5 24,0 560/565** 260
* Промежуточный перегрев при 3,2 МПа.
** Промежуточный перегрев при 4 МПа.
Годовой а^ОДц равен отношению
площадей
Наиболее часто применяется часо-
вой коэффициент теплофикации, поэ-
тому в дальнейшем он будет употреб-
ляться без индекса «час» (атэц).
Величина <хТэц может быть опре-
делена также по формуле
где SQ^g — суммарный возможный
отпуск теплоты из отборов (противо-
давлений) установленных на ТЭЦ тур-
бин (часовой).
Установленной тепловой мощно-
стью турбины или турбин называют
суммарный максимально возможный
часовой отпуск теплоты из отборов
турбины или турбин.
Коэффициент использования теп-
ловой мощности турбин ZT измеряет
степень использования установленной
мощности турбин за рассматриваемый
период времени (см. рис. 2-3).
29

Рис. 2-7. Зависимость годовой экономии топ-
лива, даваемой ТЭЦ, от коэффициента тепло-
фикации и типа турбин (Q™*n и 3^u=idem).
/ — турбина типа Т-25-35/435; 2 — Т-25-90/535-
3 — Т-100-130/565.
Примечание. За 100% экономии топлива
принята максимальная годовая экономия топлива
при турбине Т-100-130/565.
Максимальная экономия топлива,
даваемая теплофикацией, достигается
в том случае, когда отборами турбин
покрывается не вся присоединенная
к ТЭЦ тепловая нагрузка, а только
часть ее аТЭц < 1 (рис. 2-7). Проана-
лизируем причины этого, используя
уравнение (2-13).
С целью исключения факторов, не
связанных непосредственно с комби-
нированной выработкой и лежащих
вне ТЭЦ, а также упрощения ана-
лиза принимаем одинаковыми (как
это делается в методике Минэнерго
СССР) удельные расходы топлива для
котельных ТЭЦ, районной и пиковой
V^kot ^ТЭЦ "п. к''
Тогда уравнение (2-13) принимает
вид:
В ж = Э] (#КЭс - Ыэц) - Зтэц X
х(бТэкц-#кэс). (2-26)
Из рис. 2-3 видно, что с увеличе-
нием часового коэффициента теплофи-
кации аТЭц абсолютная величина го-
довой выработки электроэнергии на
тепловом потреблении Эт возрастает.
30
Так, при увеличении аТэц от значе-
ния, определяемого точкой 8, до соот-
ветствующего точке 8' (рис. 2-3) ко-
личество теплоты, отпущенной из от-
боров турбин, возрастает на величину,
измеряемую площадью 8-8'-3'-3-8.
С возрастанием Эт увеличивается пер-
вый член уравнения (2-26) и растет
Вэк. Однако с увеличением аТЭц воз-
растает установленная электрическая
мощность теплофикационных турбин
на ТЭЦ (пропорционально росту
^отб)» а следовательно, возрастает и
годовая выработка электроэнергии на
ТЭЦ конденсационным способом Э*Э1*л
С ростом Этэц увеличивается вто-
рой член уравнения (2-26), имеющий
отрицательный знак, что приводит
к уменьшению Вэк. Таким образом
с увеличением аТэц растут как Эт,
так и Этэц, но рост их происходит раз-
ными темпами, которые зависят от
характера годового графика тепловой
нагрузки. Практически при всех ре-
альных графиках годовых тепловых
нагрузок (см. рис. 2-3 и др.) с увели-
чением <хТЭц темп роста (прироста) Эт
уменьшается (площадь 8-8'-3'-3-8 го-
раздо меньше площади 4'-8-3-4-4'
и т. д.), а темп роста (прироста) 5ТЭц,
наоборот, возрастает. Поскольку Эт
и Этэц входят в формулу (2-26) с раз-
ными знаками, это приводит к тому,
что по мере роста аТэц величина В9К
сначала увеличивается, достигает сво-
его максимума, а затем начинает
уменьшаться, причем Вэк может сни-
зиться до нуля и даже стать отрица-
тельной величиной (см. рис. 2-7).
Рассмотрим методику определения
оптимального значения а°™ц, при ко-
тором экономия топлива по сравне-
нию с раздельным вариантом будет
максимальной.
При малых значениях атэц с уве-
личением 2Qot6 экономия топлива В9К,
определяемая приростом комбиниро-
ванной выработки АЭТ, превышает пе-
рерасход топлива, вызываемый соот-
ветствующим приростом конденсаци-
онной выработки АЭ^зц, и поэтому
* Большое снижение электрической мощ-
ности теплофикационных турбин при неболь-
ших тепловых нагрузках (лето и др.) эконо-
мически не оправдывается.

прирост экономии топлива АВЭК > 0.
Затем из-за постоянного уменьшения
темпа роста (прироста), комбиниро-
ванной выработки (ДЭТ) и, наоборот,
увеличения прироста конденсацион-
ной выработки АЗтэц наступает мо-
мент, когда прирост экономии топ-
лива становится равным нулю (ДВЭК=
= 0). При дальнейшем увеличении
«тэц величина АВЭК становится отри-
цательной АВЭК < 0.
Значение а ТЭц, при котором прирост
экономии топлива меняет знак, соответст-
вует оптимальному о&тэд» ПРИ К0Т0Р0М во3"
можная экономия топлива достигает макси-
мума.
Отношение Эт/ЭтЭц, при котором при-
рост экономии топлива становится равным
нулю, может быть найдено из уравнения
(2-26) путем подстановки в него значений
приростов вместо абсолютных значений
ДЯэк^зЧ^кэс-бтэц)-
-ДЭ^эц(%кц-^кэс) = 0, (2-27)
откуда
Для практических расчетов удобнее
пользоваться не отношением фэ = АЭт/АЭ^Эц,
а отношением Хэ = АЭт/АЭТЭц, где Хэ —
доля прироста комбинированной выработки
электроэнергии от прироста суммарной выра-
ботки электроэнергии на ТЭЦ:
А Этэи=&ЭТ+АЭ!^Эц. (2-29)
Значения фэ и Хэ связаны между собой за-
висимостью
Используя зависимости (2-28) и (2-29),
находим после соответствующих преобразо-
ваний:
где экстремальное значение Я|кс соответст-
вует значению а^ц, при котором ДВЭ. к
изменяет знак.
Из формулы (2-31) видно, что величины
^экс и атэц зависят от соотношения чис-
ленных значений г|э, &кэс, ^тэц» ^тэц и ха"
рактера графика тепловой нагрузки.
Рассмотрим метод определения
атэц ПРИ П0М01ДИ ^кс- Пусть текущее
значение атэц определяется точкой 8
на рис. 2-3. С увеличением атэц на
малую величину (в пределе — на бес-
конечно малую) возрастают на соот-
ветствующие величины отпуск теп-
лоты из отборов турбин AQ0T6 и элек-
трическая мощность турбин ДМ>; по-
следняя возрастает как за счет роста
выработки на тепловом потреблении,
так и конденсационного потока пара.
Для получения связи между AQ0T6
и AN3 введем показатель qv*6 — удель-
ный отпуск теплоты внешним потре-
бителям:
<А = <2отб/#э. (2-32)
Величина q™6 для каждой кон-
кретной турбины имеет определенное
значение. При расчетах а°™ц числен-
ные значения q^6 определяются по
максимальным значениям Qot6 и Nb.
Введение удельного показателя
^отб (методический прием) позволяет
вести анализ при произвольно малых
приростах AQot6 как бы при беско-
нечном числе турбин данного типа,
что упрощает расчеты, а также позво-
ляет получать непрерывные, а не сту-
пенчатые кривые Вэк = / (аТэц)-
У турбин с минимальным пропу-
ском пара в конденсатор (типа
Т-100-130 и т. п.) величина q^6 очень
мало отличается от обратной величины
удельной выработки электроэнергии
на тепловом потреблении (q^6 « 1/зт).
У турбин со значительным конденса-
ционным хвостом, например проекти-
руемых для атомных ТЭЦ, qy*6 зна-
чительно меньше, а следовательно,
произведение <7™бэт < 1.
С малым увеличением атэц годо-
вой прирост комбинированной выра-
ботки составит:
A5t = AQot65ttt, (2-33)
где тт — время работы турбины в году
с дополнительной нагрузкой отборов
Д<2отб.
Прирост конденсационной выра-
ботки электроэнергии составит:
где тк — годовое время работы тур-
бины на конденсационном режиме с до-
полнительной мощностью &N3.
31

Сопоставляя формулы (2-33) и
(2-34), находим:
Максимальная годовая экономия
топлива достигается при
Отсюда величине Лтэц соответ"
ствует отношение
или
где ф|кс соответствует экстремальному
значению АВЭК.
В пределе тт + тк = 8760 ч.
Отношение тг/тк равно отношению
отрезков, определяемых пересечением
горизонтали, соответствующей а?эц,
с графиком тепловой нагрузки, на-
пример отношению отрезков 8-3/3-10
на рис. 2-3, а отношение —р
отношению отрезков 8-318-10.
Таким образом, зная для данных
турбин численные значения q^6, ~эт и
рассчитав по формулам (2-36) и (2-37)
значения тт/тк или тт/(тт + тк), можно
при помощи годового графика тепло-
вой нагрузки определить значения
атэц> ПРИ К0Т0РЫХ прирост (производ-
ная)экономии топлива становится рав-
ным нулю, а абсолютное значение В9К
достигает максимума.
Пусть тт/(тт+тк) = 0,25, число часов
использования электрической мощности теп-
лофикационных турбин равно 6500 (напри-
мер, точка 10 на рис. 2-3), тогда длина от-
резка 8-3, по которому определяется опти-
мальное значение а^ц, составит 6500 • 0,25^=:
р^ 1630 ч (точка а). Точка 3 находится на
пересечении вертикали, проведенной из
точки а, с абсциссой, соответствующей
1630 ч в год.
32
Если конденсационная выработка
электроэнергии в период времени тт
значительна (большой конденсацион-
ный хвост турбины), то значения тт,
соответствующие а°™ц определяются
по формуле
Выше был рассмотрен метод опре-
деления оптимального а°^тц по энер-
гетическим показателям ТЭЦ, кото-
рые определяются экономией топлива
ВЪКУ даваемой ТЭЦ по сравнению
с раздельным вариантом.
Экономически оптимальный <хТэц,
при котором ТЭЦ дает максимальную
экономию приведенных затрат по срав-
нению с раздельным вариантом, имеет
другое значение. Объясняется это в
основном разницей удельных капи-
таловложений в ТЭЦ и КЭС (руб/кВт),
которая существенно влияет на себе-
стоимость электроэнергии, а также
разными другими затратами.
Достаточно точное значение эко-
номически оптимального атэц может
быть определено следующим образом.
Экономия приведенных затрат на ТЭЦ
Зэк определяется в основном разностью
между экономией затрат на топливо
и перерасходом средств из-за более
высоких капитальных затрат на ТЭЦ
по сравнению с раздельным вариан-
том получения электроэнергии и теп-
лоты:
Зэк = £экЗту?п - Л/тэц [(*%ц-ф/С&) X
x(EH + f) + 3J*n], (2-38)
где 3?оп — удельные затраты на топ-
ливо; Л^тэц — установленная мощ-
ность ТЭЦ; /Стэц — удельная стои-
мость установленного киловатта элек-
трической мощности ТЭЦ с учетом пи-
ковых котельных; К1аз — удельная
стоимость установленного киловатта
при раздельном варианте (КЭС плюс
районные котельные) с учетом разной
стоимости тепловых сетей при ТЭЦ
и КЭС; Еи — нормативный коэффици-
ент отчислений от капиталовложений,
принимаемый для ТЭС равным 0,12;
f — доля ежегодных отчислений на
амортизацию, текущий ремонт и др.;
Зд?п — удельные дополнительные го-
довые затраты на ТЭЦ по сравнению

с раздельным вариантом (персонал
и др.), отнесенные к одному установ-
ленному киловатту. Для предвари-
тельных расчетов этим членом можно
пренебречь.
Для определения экономически
атэц пРименим использованный ранее
метод сопоставления приростов.
По экономическим показателям
«тэц достигнет оптимального значе-
ния, когда
ДЗЭК = 0 = ДЯэкЗЙ, - ДЛ^тэц X
X [(/Сйц - «з) (Е и + /)+3JSi].
(2-39)
Величина АВЭК определяется урав-
нением (2-27). Сопоставляя уравнения
(2-27), (2-33), (2-34) и учитывая, что
ДЭ^эц = ДЛ^тэцТк, а ДЭТ =
= ДМТэц<7о?бЭттт, находим:
тт^о?б5т (г|), &кэс - Ыэц) — тк X
х(Ыэц — Ф> &кэс) =
А«Ъп-«%Ж+/)+3& т (2.40)
^топ
Так как сумма тт + тк является
величиной заданной, то уравнение
(2-40) содержит только одно неизвест-
ное (тт) и легко решается.
Пусть (/С?§ц - ф/С$э =
= 50 руб/кВт; тт + тк = 6500 ч;
Зтоп = 20 руб/т условного топлива;
Здоп = 1 руб/кВт; ан + / = 0,2; зна-
чения ЬКэс, Ьтэц, Ьтэц, д1тбЭт такие
же, как в предыдущем примере при
определении энергетически оптималь-
опт
ного аТЭц.
Подставляя эти численные зна-
чения в уравнение (2-40) с уче-
том сопоставимости размерностей
[3™п = 0,02 руб/кг, ЬКэс =
= 0,322 кг/(кВт-ч)], находим тт =
= 3900 ч.
Проведя вертикаль из точки б
(рис. 2-3) до пересечения с графиком
тепловой нагрузки, находим точку 11,
которой определяется значение опти-
мального коэффициента теплофика-
ции по экономическим показателям
ТЭЦ.
Выше был рассмотрен метод опре-
деления а°™ц для обычных условий,
когда выбор числа турбин ТЭЦ ни-
чем не ограничивается. Однако могут
быть случаи, когда электрическая и
тепловая мощности ТЭЦ (число тур-
бин) ограничиваются территориаль-
ными или другими условиями (охрана
окружающей среды и т. п.), которые
вынуждают иметь на ТЭЦ число тур-
бин ниже оптимального. При этом
отборы турбин в годовом разрезе будут
загружены полнее, чем при нагрузке
турбин, соответствующей а°™ц, а сле-
довательно, будет больше и абсолют-
ная экономия топлива, даваемая уста-
новленными турбинами C£NTyp =
= const).
На первый взгляд наблюдается про-
тиворечие: с уменьшением аТэц ниже
оптимального значения экономия топ-
лива растет. Это противоречие объяс-
няется тем, что показатели эффектив-
ности ТЭЦ с точки зрения народного
хозяйства (энергосистемы) могут не
совпадать с таковыми отдельно взятой
ТЭЦ.
Как видно из рис. 2-8, с увеличе-
нием присоединенной тепловой на-
грузки от Q£ п (соответствующий а°^тц)
до, например, Qb. п = 2Q2. п на установ-
ленных турбинах увеличивается тепло-
вая нагрузка в годовом разрезе (экви-
валентно площади 3-8'-4"-3 + 4-4'-5'-5,
а следовательно, увеличивается и доля
выработки этими турбинами электро-
энергии на тепловом потреблении
^/«Этэц. Из формулы (2-26) видно,
что при этом увеличится экономия
топлива Взк (точка £, рис. 2-9) и
уменьшится удельный расход топлива
на ТЭЦ Ыэц-
Но если бы одновременно с ростом
присоединенной нагрузки до Qb. п
(рис. 2-8) на данной ТЭЦ (или на дру-
гой площадке) были установлены до-
полнительно такие же турбины в та-
ком же количестве (иными словами,
сохранен а°^тц), то экономия топлива
также удвоилась бы В'эк = 2В°ЭК (точ-
ка В на кривой 2 рис. 2-9).
Удельный расход топлива на ТЭЦ
Ьтэц при этом возрастет, но, несмотря
на это, ТЭЦ станет более экономич-
ной. Таким образом, судить об эко-
номичности ТЭЦ только по значению
Ьтэц нельзя. Из сказанного также сле-
дует, что для каждой ТЭЦ существует
определенный оптимальный удельный
расход топлива &тэцт> значение кото-
рого соответствует значению атэц
2 Баженов М. И. н др.
зз

Рис. 2-9. Показатели ТЭЦ ограниченной теп-
ловой мощности.
1 — экономия топлива В при ограниченной мощ-
ности ТЭЦ; 2 — то же, когда мощность ТЭЦ не
ограничена; 3 — экономия приведенных затрат
Зэк при ограниченной мощности ТЭЦ; 4 — то же,
когда мощность ТЭЦ не ограничена; 5 — коэффи-
циент теплофикации остэц ПРИ ограниченной мощ-
ности ТЭЦ; 6 — экономия приведенных затрат
3 при резком возрастании стоимости транспорта
теплоты и ограниченной мощности ТЭЦ.
34
Более низкие значения Ьтэц не яв-
ляются показателями хорошей работы
ТЭЦ, за исключением случаев, когда
они достигаются за счет повышения
к. п. д. парогенераторов и т. п.
Аналогично при установке допол-
нительных турбин в 2 раза увеличится
экономия приведенных затрат (точ-
ка Г на линии 4, рис. 2-9). При со-
хранении числа турбин экономия при-
веденных затрат также увеличится,
но на значительно меньшую величину
(точка Д).
Когда присоединенная нагрузка
достигнет величины Qb. п, при которой
отборы установленных турбин ока-
жутся полностью загруженными и
в летнее время (рис. 2-9), экономия
топлива еще немного возрастет — точ-
ка Е, рис. 2-9 (добавится тепловая
нагрузка, эквивалентная площади
4' -4''-5'г-5' -4'), соответствен но возр а -
стет и экономия приведенных затрат
(точка Ж).
При росте присоединенных нагру-
зок от Qb1. п до Qb. п экономия приведен-
ных затрат растет быстрее экономии
топлива, так как в уравнении (2-38)
остается практически неизменным вто-
рой член (почти нет дополнительных
капитальных и эксплуатационных за-
трат).
После достижения предельной на-
грузки отборов турбин в течение всего
года Qb. п всю дополнительно присоеди-
няемую нагрузку придется покрывать
котельными. Если к. п. д. этих котель-
ных будет таким же, как к. п. д.
котельных при раздельном теплоэнер-
госнабжении, а также останется неиз-
менной стоимость транспорта теплоты,
то абсолютные значения Вэк и Зэк
будут оставаться примерно постоян-
ными и независимыми от присоединяе-
мой тепловой нагрузки (от Qb. п до
QB.n> рис. 2-9). Некоторое увеличение
Вэк и Зэк может наблюдаться за счет
увеличения удельной выработки элек-
троэнергии на тепловом потреблении
(эт) в связи со снижением доли тепло-
вой нагрузки, покрываемой отборным
паром, и снижением благодаря этому
давления пара в отборах *.
* Если с ростом присоединенной на-
грузки будет значительно расти и стоимость
транспорта тепла, то кривая экономии при-
веденных затрат будет отображаться ли-
нией 6 на рис. 2-9.

Если число турбин на ТЭЦ (точ-
нее, их тепловая мощность) остается
неизменным, то с ростом присоеди-
ненной нагрузки атэц будет непре-
рывно уменьшаться (линия 5 на
рис. 2-9). Например, если Qb. п =
= 2фв\п, то атэц = 0,5 аЬц (опти-
мального) и т. д.
Практическое значение понятия
«оптимальный» <хТэц (т. е. атэц, при
котором наблюдается максимум эко-
номии топлива или приведенных за-
трат) определяется тем, что, пользуясь
им, можно устанавливать оптимальное
с народнохозяйственной точки зрения
число турбин на ТЭЦ или группе ТЭЦ
(точнее, их суммарную оптимальную
тепловую мощность).
Когда тепловая мощность турбин
ТЭЦ жестко ограничена, практиче-
ский интерес представляет не выбор
числа турбин, а вопрос, целесообразно
ли присоединять к этой ТЭЦ тепловую
нагрузку сверх соответствующей a°™j_.
(в обычном его понимании) и до ка-
ких пределов. Из приведенного выше
3-1. ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ СХЕМЫ ПТУ
Примерно 80% всей вырабатывае-
мой в мире электроэнергии в 70-х го-
дах приходится на паротурбинные теп-
ловые электростанции. Эти установки
используют в качестве рабочего тела
водяной пар, совершающий регенера-
тивный цикл, т. е. теплосиловой цикл
с отборами пара из турбины на регене-
ративный подогрев питательной воды
в смешивающих или поверхностных
регенеративных подогревателях. Тер-
мический к. п. д. регенеративного
цикла т)?ег выше термического к. п. д.
цикла Ренкина т], при тех же началь-
ных и конечных параметрах пара
в цикле. По Т, S-диаграмме водя-
ного пара (рис. 3-1) значение \\t и
т|*рег без учета работы питательного на-
сосазаписываетсяследующимобразом:
анализа и рис. 2-8 и 2-9 следует, что
присоединение дополнительной теп-
ловой нагрузки (сверх а°™ц) сначала
приводит к некоторому повышению
экономии топлива и приведенных зат-
рат на данной ТЭЦ, абсолютная вели-
чина которых затем практически ста-
билизируется (рис. 2-9).
Если стоимость транспорта теп-
лоты к дополнительно подключаемым
потребителям значительно выше, чем
к существующим (малая плотность
тепловых потребителей и т. п.), то
может оказаться, что присоединение
дополнительных потребителей эконо-
мически нецелесообразно, даже если
это дает некоторое увеличение комби-
нированной выработки на ТЭЦ (ли-
ния 6 на рис. 2-9). В этом случае мо-
жет наблюдаться «предел» целесооб-
разности присоединения к ТЭЦ до-
полнительных тепловых нагрузок. По-
крывать их становится целесообразнее
от отдельной котельной, размещаемой
ближе к потребителям.
где i0 — энтальпия острого пара перед
стопорным клапаном турбины; /"*э —
энтальпия отработавшего в турбине
пара при изоэнтропном расширении
от давления р0 и t0 до давления рк
в конденсаторе паровой турбины; iK
и iп в — энтальпия конденсата после
конденсатора и энтальпия питатель-
ной воды на входе в парогенератор;
ay = Dj/DT — доля /-го регенератив-
ного отбора пара из промежуточного
отсека турбины, идущего на регенера-
тивный подогрев воды; Dj и DT —
расход пара /-го отбора и общий рас-
ход пара на турбину; yj — коэффици-
ент недовыработки мощности паром
отбора, т. е. доля перепада, не срабо-
танного в паровой турбине из-за за-
бора на регенерацию:
iK — энтальпия пара на входе в кон-
денсатор в действительном процессе
расширения в турбине; / — порядко-
вый номер регенеративного отбора;
п — общее число регенеративных от-
боров.
ГЛАВА ТРЕТЬЯ
ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ СХЕМЫ, НАЧАЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ,
ПРОМЕЖУТОЧНЫЙ ПЕРЕГРЕВ И СИСТЕМА РЕГЕНЕРАЦИИ ПТУ
2*
35

На рис. 3-2 представлена принци-
пиальная схема паросиловой уста-
новки, работающей по циклу Рен-
кина. Принципиальная схема показы-
вает связь основного технологиче-
ского оборудования в процессе выра-
ботки теплоты и электроэнергии по
заданному циклу.
На рис. 3-3 показана принципи-
альная схема паротурбинной элек-
тростанции, работающей по регенера-
тивному циклу. В левом верхнем углу
на принципиальной схеме цикла при-
нято показывать оборудование с наи-
более высоким потенциалом рабочего
тела, обычно это парогенератор на
органическом топливе или реактор
в случае атомной тепловой электро-
станции. Остальное технологическое
оборудование располагается по часо-
вой стрелке по мере понижения потен-
циала рабочего тела в цикле: пароге-
нератор, паровая турбина, конденса-
тор, конденсатный насос, регенера-
Рис. 3-1. 7\ S-диаграмма цик-
ла Ренкина и регенеративного
цикла.
7—2 —работа питательного насоса;
2—3 — подогрев воды в экономай-
зере: 3—4 — испарение и перегрев
пара; 4—5 — расширение в тур-
бине; 5-1 — конденсация пара.
Рис. 3-2. Принципиаль-
ная схема цикла Рен-
кина.
ПГ — парогенератор; ТГ —
турбогенератор; К — кон-
денсатор; ПИ — питатель-
ный насос.
Рис. 3-3. Принципиальная
схема паротурбинной элект-
ростанции, работающей по
регенеративному циклу с
тремя регенеративными от-
борами.
Рис. 3-4. Принципиальная тепловая схема промышленной ТЭЦ с турбинами ПТ-60-130.
36

тивные подогреватели низкого давле-
ния, деаэратор, питательный насос,
регенеративные подогреватели высо-
кого давления.
Для каждого элемента технологи-
ческого оборудования паротурбинной
тепловой электростанции в энергети-
ческой литературе существует приня-
тое обозначение. В иностранной лите-
ратуре существуют различные обо-
значения этих элементов у разных
фирм.
В принципиальной схеме должен
быть выделен основной контур тепло-
силового цикла, опущены все второ-
степенные детали и элементы и пока-
заны основные связи составляющих
цикл аппаратов и агрегатов, их пара-
метры и взаимодействие, значения и
направления потоков рабочего тела
в них. Все это облегчает составление
тепловых балансов и расчет тепловой
производительности отдельных аппа-
ратов и агрегатов цикла.
В качестве иллюстрации на рис. 3-4
приведена принципиальная тепловая
схема промышленной ТЭЦ с турби-
нами ПТ-60-130 с отпуском теплоты
технологическим и коммунально-бы-
товым потребителям.
3-2. НАЧАЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПАРА
Экономичность паротурбинной теп-
ловой электростанции в основном за-
висит от начальных и конечных пара-
метров рабочего тела. За начальные
параметры обычно принимают темпе-
ратуру t0 и давление р0 острого пара
перед стопорным клапаном паровой
турбины. За конечные параметры при-
нимают давление рк и паросодержа-
ние х отработавшего пара на входе
в конденсатор турбины.
Правильный выбор этих параме-
тров для паротурбинного цикла во
многом определяет надежность, эко-
номичность и маневренность работы
этих установок. Повышение началь-
ных параметров приводит к повыше-
нию термического к. п. д. теплосило-
вого цикла. Одновременно это приво-
дит к снижению надежности и допу-
стимой длительности работы матери-
алов при этих параметрах, а также
к увеличению начальной стоимости
установки.
Целесообразный предел примене-
ния тех или иных начальных параме-
тров зависит от уровня развития ме-
таллургии и машиностроения и в на-
стоящее время определяется освоенной
технологией создания новых высоко-
прочных и жаростойких сталей, глав-
ным образом перлитного класса.
В табл. 3-1 приводятся данные
о росте начальных параметров пара
в СССР и связанном с ним повышении
экономичности паротурбинных элек-
тростанций. Наиболее низкие из всех
существующих начальных парамет-
ров /?0 == 1,5 -fr- 2,1 МПа, /0 = 300* С,
которые применялись еще в царской
России.
По плану ГОЭЛРО на 1921—
1936 гг. основными начальными пара-
метрами для вновь вводимых тепло-
вых электростанций были приняты
р0 = 2,9 МПа, t0 = 400° С с после-
дующим переходом в отечественных
турбинах и парогенераторах на пара-
метры р0 = 3,5 МПа, /0 = 435° С. Для
агрегатов мощностью Nn ^ 12 000 кВт
эти параметры сохраняются по ГОСТ
до настоящего времени.
Применение высоких параметров
у турбин с малым расходом пара
Ь0 <; 20 кг/с неэкономично, так как
при этом рабочие лопатки в первых
ступенях имеют малые высоты из-за
низких удельных объемов пара v0 =
= 0,028 м3/кг, ро = 13 МПа и t0 =
= 565° С. Это приводит к значитель-
ному уменьшению внутреннего отно-
сительного к. п. д. цы головной части
турбины в основном вследствие уве-
личения потерь на перетечку через
зазоры между корпусом и лопатками,
т. е. из-за больших потерь на пере-
течку пара помимо рабочих лопаток.
В 1933—1935 гг. за рубежом и
в СССР появляются установки на
параметры р0 = 12,5 МПа, t0 =
= 500° С с последующим переходом
в СССР к стандартным параметрам
р0 = 13 МПа, t0 = 535 -J- 565° С. Эта
ступень параметров широко распро-
странена практически во всех странах
мира с небольшими вариантами по
давлению и температуре.
Так, в США широко применяются
р0 = 12,5 МПа, t0 = 540° С; во Фран-
ции р0 = 12,7 МПа, t0 = 545° С;
ФРГ р0 = 12,3 МПа, t0 = 545° С; в
Венгрии pQ = 12,5 МПа, /0 = 540° С;
37

Таблица 3-1
Стандартные и намечаемые параметры паровых турбин в СССР
и некоторые показатели тепловых электростанций
Наименование
параметра
Начальное давление
перед стопорным кла-
паном турбины р0,
МПа
Начальная темпера-
тура пара перед сто-
порным клапаном тур-
бины /0, °С
Температура вто-
ричного перегрева
пара в цикле tnn, °C
Мощность конденса-
ционных агрегатов
iVH, МВт
Мощность и тип
турбин с отборами и
противодавлением NH,
МВт
Электрический
к. п. д. брутто кон-
денсационной станции
по данным эксплуата-
ции и проектов t)k^q
Удел ьные р асходы
условного топлива на
выработанный кило-
ватт-час на конденса-
ционных станциях
&§р, г условного топ-
ливаДкВт • ч)
Год серийного выпуска агрегатов данного типа
до 1929
1,5-2,1
300—350
Нет
—
—
0,22
560
1930
2,9
400
Нет
50
—
0,25
480
1935
3,5
435
Нет
2,5—100
2,5—12
П; ПТ; Р
0,27
460
1946-1955
9
535
Нет
25—100
6—25
П; Т;
ПТ; Р
0,31
400—410
1959—1964
13
555—540
540
ЮО—200
50—170
Т; ПТ;
р*
0,34—0,36
340—360
1964-1975
24
550—540
540
300—500—
—800—1200
80—250
Т; ПТ; Р
0,38—0,40
310—320
1975-1980
24**
540—560**
565/565**
800—1200**
—
0,41—0,43**
295—300**
* Турбины Т; ПТ; Р на параметры 13,0 МПа и 555 °С не имеют промперегрева.
** Перспективные параметры.
в Чехословакии р0 = 12,7 МПа, /0 =
= 540° С; в Англии р0 = 12,5 МПа,
t0 = 550° С и т. д.
В Советском Союзе с 1964 г.,
а в США несколько раньше началось
внедрение следующей качественно но-
вой ступени сверхкритических пара-
метров р0 = 24 МПа, t0 = 560° С с
промежуточным перегревом при /0 =
= 565° С. Последующая эксплуата-
ция блоков на сверхкритические па-
раметры в США привела к выводу
о целесообразности некоторого сниже-
ния начальной температуры /0 и тем-
пературы промежуточного перегрева
до уровня 540° С для повышения на-
дежности работы блоков.
К аналогичному решению пришли
и советские энергомашиностроители,
рекомендовавшие временно понизить
tQ и tan до 540° С; при отсутствии про-
38
межуточного перегрева t0 = 555° С.
От этого временного понижения на-
чальных температур, вероятно, воз-
можно будет отказаться при внедре-
нии новых, более устойчивых к ползу-
чести марок сталей, которые проходят
в настоящее время опытную проверку
в лабораторных и промышленных ус-
ловиях. Однако большинство авторов
считают, что до 1980—1985 гг. не
следует ожидать больших сдвигов
в металлургии и ограничивают тем-
пературный уровень в паротурбинных
установках 560—580° С для сталей
перлитного класса.
Зависимость термического к. п. д.
циклов Ренкина и Карно от началь-
ной температуры при постоянном ко-
нечном давлении в конденсаторе рк =
= 400 кПа приведена на рис. 3-5.
Из рис. 3-5 видно, что рост г)к с по-

вышением начальной температуры
происходит более интенсивно, чем
рост т)/, что объясняется свойствами
водяного пара как рабочего тела. Од-
нако монотонное возрастание x\t с ро-
стом начальной температуры имеет
место как в цикле Карно, так и в цикле
Ренкина, что объясняется повышением
среднего уровня подвода теплоты в
цикле с ростом /0. Вопрос о проме-
жуточном перегреве будет подробнее
рассмотрен в этой же главе ниже.
Если повышение начальной тем-
пературы всегда эффективно для лю-
бого теплосилового цикла и сдержи-
вается развитием металлургии, точ-
нее, свойствами сталей перлитного
класса, то вопрос о повышении началь-
ного давления значительно сложнее.
Современные материалы позволяют
получить и использовать давление
жидкости и газа на уровне десятков
тысяч атмосфер при большой надеж-
ности работы. Это требует, конечно,
соответствующих материалов и тол-
щины стенок сосудов или трубопро-
водов. Однако, как показано на
рис. 3-6, при заданной начальной тем-
пературе цикла начальное давление
имеет явно выраженный оптимум.
Повышение р0 сверх р™т приводит во
всех случаях к снижению г\?ег и,
кроме того, вызывает перерасход ме-
талла вследствие повышения толщины
стенки, а это приводит к росту капи-
тальных затрат на установку.
Для выявления оптимального зна-
чения начального давления при задан-
ном значении t0 (задается обычно свой-
ствами металла, применяемого в энер-
гомашиностроении) рассмотрим выра-
жение для термического к. п. д. цикла
Ренкина:
Вследствие того, что fK << i0, можно
пренебречь его влиянием на r\t и
принять условно:
Условием достижения максимума
t\t при изменении начального давле-
ния р0 является:
Рис. 3-5. Зависимость к. п. д. идеального
цикла от начальной температуры.
1 — термический к. п. д. цикла Ренкина при раз-
ном начальном давлении; 2 — термический к. п. д.
цикла Карно
Рис. 3-6. Влияние начального давления на
термический к. п. д. цикла Ренкина.
Рис. 3-7. Оптимальное начальное давление
в цикле.
/ — начальная изотерма; 2 — конечная изобара
(изотерма); 3 — касательная к начальной изо-
терме, параллельная конечной изобаре, умно-
женная на ijivai 4 — оптимальное начальное
давление при tgaK t*0A*g* = tg %.
39

Первое условие, с учетом зависи-
мости (3-3) приводит к выражению
Но так как ig =7^ 0, следовательно,
числитель равен нулю:
В диаграмме i, s производная от
энтальпии *0 по давлению р0 при
^о = const Ир-) геометрически пред-
ставляет собой угол наклона ка-
сательной к изотерме /0 = const при
различных значениях р0. Аналогично
производная от энтальпии £,"'э по дав-
f din'3\
лению к геометрически пред-
^ др0 /t0
ставляет собой касательную в точке t"*3
к изобаре-изотерме рк и tK, поскольку
обычно процесс расширения пара в
турбине заканчивается в области влаж-
ного пара.
На рис. 3-7 показана часть i, s-ди-
аграммы водяного пара с изотермой tQ
и /к и с касательными к изотермам,
иллюстрирующим условия достиже-
ния г)£1акс при росте /?о и А) = const.
Касательная к изотерме /0 характери-
зуется tg a0, a касательная к изотерме-
изобаре tK и рк характеризуется tg aK.
Тогда по условию (3-6)
Таким образом, для достижения
^макс уГ0Л наклона оптимальной изо-
бары а0 — р°пт при t0 = const должен
быть больше угла наклона конечной
изобары рк на величину i0/i£9> 1,
так как i0 > ijj'э по условию получе-
ния работы в цикле.
На рис. 3-7 показано значение оп-
тимальной изобары /?°пт. Подсчет оп-
тимальных значений р°пт для t0 =
= 560 -5- 570Q С, выполненный в ис-
следовательских работах, дал значе-
ния р°пт около 45—55 МПа. Однако
40
учет технико-экономических факто-
ров, таких как стоимость металла па-
рогенератора, турбины и паропрово-
дов, а также стоимость топлива, при-
водит к значительному понижению
оптимального значения р°пт до уровня
13—24 МПа. Эти значения отвечают
существующим в СССР стандартным
параметрам р0 = 13 МПа, t0 = 565° С
и р0 = 240 МПа, t0 = 560° С.
3-3. ПРОМЕЖУТОЧНЫЙ ПЕРЕГРЕВ
ПАРА
Повышение средней температуры
подвода теплоты в цикле может быть
в определенных условиях достигнуто
с помощью введения промежуточного
перегрева пара. Введение промежу-
точного перегрева должно повышать
экономичность и снижать конечную
влажность пара в турбине до12—14 %.
Однако следует иметь в виду, что
если снижение конечной влажности
достигается всегда, то повышение эко-
номичности цикла достигается при
применении промежуточного перегре-
ва только в определенных условиях
при оптимальных параметрах. На
рис. 3-8 показан график зависимости
г|^п при введении промежуточного пе-
регрева до той же температуры tna =
= t0 от давления пара, отбираемого
на промежуточный перегрев. На гра-
фике видно, что имеется оптимальное
значение давления промежуточного
перегрева р°"т < 0,5 р0. При рпп <
< 0,2 р0 промежуточный перегрев
приводит к потере экономичности,
так как отработавший пар за турби-
ной будет иметь более высокую эн-
тальпию, а это приведет к увеличению
потерь в холодном источнике цикла
и к снижению термического к. п. д.
Процесс расширения пара в тур-
бине с промежуточным перегревом на
I, s-диаграмме показан на рис. 3-9.
Там же пунктиром показан процесс
без промежуточного перегрева. Удель-
ный расход пара в цикле с промежу-
точным перегревом всегда меньше,
чем в цикле без него:
так как hx + h2 всегда больше, чем Hh
по свойству пара. Однако удельный

расход теплоты и термический к. п. д.
в регенеративном цикле с промежу-
точным перегревом может быть и
меньше и больше, чем без него:
где Д£пп — затрата теплоты на про-
межуточный перегрев; hx + h2 — рас-
полагаемые теплопадения до и после
промежуточного перегрева.
Промежуточный перегрев приме-
няется в настоящее время в СССР
для конденсационных блоков на пара-
метры /?0 = 13 МПа, /0 = 545° С,
/пп = 545° С и на параметры р0 =
= 24 МПа, t0 = 545° С, tm = 545° С
как для конденсационных блоков
К-300-240, К-500-240, К-800-240,
так и для теплофикационных турбин
Т-250-240 Уральского турбомоторного
завода.
Отказ от применения промежуточ-
ного перегрева на параметры р0 =
= 13 МПа, t0 = 555° С для теплофи-
кационных турбин с одним и двумя
регулируемыми отборами пара типов
ПТ-60-130, ПТ-135-130, Т-50-130,
Т-100-130 объясняется снижением
удельной комбинированной выработки
на базе отпускаемой потребителям
теплоты из промышленных отборов и
незначительным повышением удель-
ной комбинированной выработки на
теплофикационных отборах.
Снижение удельной комбинирован-
ной выработки объясняется увеличе-
нием энтальпии отборного пара при
введении промежуточного перегрева,
что видно на том же рис. 3-9, где по-
казано значение ior6 и £™б в цикле
с промежуточным перегревом. Поэ-
тому при том же отпуске теплоты от
ТЭЦ уменьшается комбинированная
выработка электроэнергии, что сни-
жает экономию топлива на ТЭЦ и
ухудшает ее показатели. Кроме того,
применение промежуточного перегре-
ва требует, как правило, блочной
схемы, усложняет защиту тепломеха-
нического оборудования, требует спе-
Рис. 3-8. Зависимость термического к. п. д.
цикла от давления промежуточного перегрева.
/ — кривая изменения Т1ПП; 2 — зона, где р0 >
> рпп < 0,2р0 — промежуточный перегрев умень-
шает термический к. п. д. исходного цикла; 3 —
зона, где р0 > рпп > 0,2р0 — промежуточный пе-
регрев повышает термический к. п. д. исходного
цикла; 4 — термический к. п. д. исходного цикла
без промежуточного перегрева; 5 — максималь-
ное значение термического к. п. д. с промежу-
точным перегревом при оптимальном давлении
промежуточного перегрева.
Рис. 3-9. Цикл Ренкина и регенеративный
цикл с промежуточным перегревом на i,
s-диаграмме.
Рис. 3-10. Принципиальная тепловая схема
с газовым промежуточным перегревом.
/ — парогенератор; 2 — первичный перегрев па-
ра; 3 — вторичный перегрев пара, промежуточ-
ный газовый перегреватель в газоходе парогене-
ратора; 4 — турбина; 5 — конденсатор; 6 — теп-
ловой потребитель; 7 — ПВД; 8 — ПНД; 9 —
деаэратор; 10 — питательный насос.
41

циальной защиты от сброса перегре-
того пара в турбину из линий проме-
жуточного перегрева, что в условиях
работы промышленных ТЭЦ не всегда
целесообразно и экономически вы-
годно. Промежуточный перегрев мо-
жет осуществляться в том же пароге-
нераторе в специально выделенном
промежуточном перегревателе. Этот
вид промежуточного перегрева, назы-
ваемый газовым перегревом, в насто-
ящее время наиболее широко приме-
няется в СССР и за рубежом.
Схема газового промежуточного
перегрева приведена на рис. 3-10.
Недостатком этой схемы является
большая протяженность паропрово-
дов промежуточного перегрева от тур-
бины к парогенератору и обратно, что
вызывает значительные потери дав-
ления пара в этих паропроводах и
повышает стоимость паропроводов.
Обычно падение давления в линиях
промежуточного перегрева составляют
Арпп = 0,25 -г- 0,4 МПа, что ухуд-
шает экономичность цикла с газовым
промежуточным перегревом.
3-4. КОНЕЧНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПАРА
В ЦИКЛЕ
Из курса технической термодина-
мики известно, что конечные пара-
метры цикла оказывают большое вли-
яние на термический к. п. д. цикла.
Так, для цикла Карнр
где Т2 и Т0 — конечная и начальная
температуры в цикле.
Изменение цк в зависимости от из-
менения Т2 определяется как первая
Рис. 3-11. Зависимость термического к. п. д.
цикла Ренкина от конечного давления.
42
производная от г|кпо Т2:
Снижение конечной температуры
холодного источника Т2 повышает
термический к. п. д., а повышение Т2
соответственно снижает его. В выра-
жение к. п. д. т]к входят абсолютные
температуры Т2 и Т0, поэтому откло-
нение 72 = 293 К на 10—20° С от
температуры окружающей среды изме-
няет значение г\к ПРИ Т0 = 838 К
(/0 = 565° С) соответственно на 1,2 и
2,39%, т. е. на каждые 10° повыше-
ния Т2 снижение к. п. д. составляет
около 1,5%, а понижение Т2 повышает
к. п. д. т]К примерно на 1,5%. На
рис. 3-11 показана зависимость г)К и
г), от конечных параметров в цикле.
В практических условиях эксплуата-
ции паротурбинных электростанций
конечная температура и давление оп-
ределяются температурой охлаждаю-
щей воды на входе в конденсатор паро-
вой турбины и условиями теплообмена
в нем. Температура охлаждающей
воды зависит от климатических усло-
вий, времени года и системы водоснаб-
жения станции. Эта температура для
средней полосы европейской части
СССР составляет летом для рек и озер
18—22° С, а зимой 5—7° С. При гра-
дирнях и брызгальных бассейнах тем-
пература охлаждающей воды сущест-
венно выше и достигает летом 30—
35° С, а зимой 10—15° С. Среднегодо-
вая температура охлаждающей воды
на входе в конденсаторы составляет
обычно 15—17° С. В соответствии с
ней расчетным конечным давлением
в конденсаторе паровых турбин
в СССР принято считать рк = 3,5 кПа,
tK = 26° С с учетом нагрева охлаж-
дающей воды в конденсаторе от 17
до 24° С и недогрева до tK на 2° С.
От расчетного давления в конден-
саторе зависит конструкция выхлоп-
ных патрубков и последних ступеней
рабочих лопаток турбины, число вы-
хлопов, площадь поверхности конден-
саторов, потери с выходной скоростью,
длина рабочей лопатки последней сту-
пени и другие конструктивные фак-
торы паровой турбины. При давлениях
в конденсаторе ниже рк = 3,5 кПа
вследствие роста удельных объемов
пара (при рк = 3,5 кПа vK = 40 м3/кг,

а при рк = 2,0 кПа vK = 68 м3/кг)
увеличиваются потери работы с вы-
ходной скоростью пара и в выхлопном
патрубке. Все эти факторы снижают
x)oi части низкого давления (ЧНД)
турбины, что приводит к слабому
использованию возрастающего тепло-
падения на хвостовой части турбины.
Увеличение единичной мощности тур-
боагрегатов до 800—1200 тыс. кВт
требует организации 6—8 параллель-
ных потоков пара в ЧНД турбины
из-за ограничения размера лопаток
последней ступени до 1000—1200 мм
при 3000 об/мин.
Расчеты показывают, что при при-
менении в качестве рабочего тела во-
дяного пара уменьшать конечное дав-
ление ниже /?к = 3,5 кПа, как пра-
вило, нецелесообразно по технико-
экономическим показателям вследст-
вие высоких затрат на выхлопную
часть и конденсаторы паровых турбин.
3-5. РЕГЕНЕРАТИВНЫЙ ПОДОГРЕВ
ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
НА ПАРОТУРБИННОЙ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Регенеративным подогревом пита-
тельной воды называется подогрев
направляемого в парогенератор кон-
денсата и добавочной воды паром из
отборов и из противодавления тур-
бины. Цель регенеративного подогре-
ва питательной воды — повышение
термодинамической эффективности
цикла путем уменьшения отвода теп-
лоты в окружающую среду за счет
сокращения потока пара, поступаю-
щего в конденсатор турбины. Реге-
неративный подогрев или сокращенно
регенерация (от латинского слова re-
genera — восстановление, возрожде-
ние) широко применяется во всех
современных теплосиловых, холодиль-
ных и криогенных установках.
На современной паротурбинной
электростанции с начальными пара-
метрами /70 = 13 МПа; t0 = 555 -т-
-т- 565° С регенеративный подогрев
конденсата и добавочной воды от 30
до 240° С паром из семи промежуточ-
ных отборов турбины позволяет полу-
чить относительную экономию теп-
лоты в цикле 16—18%.
Система регенерации современных
паротурбинных установрк составляет
основу всей тепловой схемы стан-
ции.
Для определения экономии теп-
лоты от регенерации рассмотрим теп-
ловой баланс турбины с тремя отбо-
рами, схема которой приведена на
рис. 3-3. Сравним два режима работы,
этой установки.
Первый режим работы — без реге-
нерации, все отборы турбины отклю-
чены и турбина работает по чисто кон-
денсационному циклу. Этот режим
в дальнейшем изложении будем обо-
значать подстрочным индексом 0. На-
пример, расход пара и тепла на тур-
бину в этом режиме обозначается соот-
ветственно D0 и Q0:
Qo = D0(iWK), (3-13)
где D0 и Q0 — расход пара и теплоты
на турбину при работе по конденса-
ционному циклу Ренкина; i0 — энталь-
пия пара перед стопорным клапаном
турбины; tK — энтальпия конденсата
после конденсатора.
Второй режим — с включенной си-
стемой регенерации и с той же номи-
нальной мощностью турбины, что в
первом режиме. Режим с регенерацией
обозначается подстрочным индексом
«per». Расход пара на турбину с реге-
неративными отборами в соответствии
с формулой проф. Гриневецкого соста-
вит:
£рег = А) + У1&отб 1 + й^отбг + УзАэтбЗ»
(3-14)
где yl9 у2, Уз — коэффициенты недовы-
работки мощности паром регенера-
тивных отборов; Dot61; Dot62; Dot63 —
расходы пара в соответствующих ре-
генеративных отборах.
Расход теплоты на турбину с тремя
регенеративными отборами составит:
Qv*r = DP"(i0-fn.9), (3-15)
гДе in. в — энтальпия питательной во-
ды после регенеративного подогрева;
i0 — энтальпия острого пара, как в
первом режиме.
Очевидно, что D0 < DPer, так как
у > 0 и Dot6 > 0. Однако QPer < Q0,
так как применение регенерации всег-
да дает уменьшение расхода теплоты
в цикле, несмотря на увеличение рас-
хода пара в нем. Для доказательства
этого положения применим следую-
щий метод анализа теплосиловых цик-
43

лов. Очевидно, на основе первого за-
кона термодинамики баланс теплоты
в установке можно записать в следую-
щем виде:
Qnofl = Qs+Qx, (3-16)
где <2поД — подведенная к установке
теплота; Q9 — теплота, полученная от
установки в виде электроэнергии Q9 =
= ^э/т]эм; Лэм — электромеханический
к. п. д. установки; Qx — теплота, пе-
реданная холодному источнику цикла,
включая условно и потери в окружаю-
щую среду через изоляцию.
Для первого режима в холодный
источник цикла — конденсатор посту-
пает все количество пара, подведенное
к турбине; если обозначить энтальпию
пара после турбины через iK, потери
в холодном источнике цикла в первом
режиме составят:
<K=A>(*W«). (3-17)
Баланс подведенной к установке
теплоты в первом режиме равен:
Qo = ^+A>(*Wk). (3-18)
•1эм
Для составления такого же баланса
для второго режима следует опреде-
лить расход пара в конденсатор тур-
бины при наличии трех регенератив-
ных отборов: Dot61; Dot62; Dot63. Для
этого от общего расхода пара на тур-
бину Z)Per следует вычесть расходы
трех регенеративных отборов:
DF = Do + y1Dm6l + yfim62 +
+ УтРтйа ~ Doi6l - £>отб2 - £>отбЗ (3-19)
ИЛИ
Dr = D0-(l-yi)DOT6l-
-(1-У2)А>тб2-(1-#з)А>тбз; (3-20)
так как 0 < (у19 ;/2, уя) < 1 для всех
отборов с давлением рк < ротб < /?0,
то можно утверждать, что D£er < D0,
т. е. что расход пара в конденсатор
турбины в режиме с регенерацией
всегда меньше, чем в чисто конденса-
ционном режиме без регенерации.
В первом приближении можно счи-
тать, что процесс расширения пара
в турбине не будет зависеть от нали-
чия отборов и энтальпия пара на
входе в конденсатор турбины iK =
= idem; тогда баланс теплоты в ре-
44
жиме с регенерацией (помня, что
NB = idem) составит:
Отсюда следует вывод о том, что
Qper < Qo> так как
AQper = Qo - Qper = (А, - ДН X
х(;к-Л)>0;
AQper = Qo~ Qper = [(1 -Уг)001б1 +
+ (1-й)А>тб2+(1--Уз)А>тбз]х
X(tK-Q>0 (3-22)
при всех рк < рот6 < р0.
Таким образом, расход теплоты
в цикле с регенерацией всегда меньше,
чем в цикле без регенерации при той
же электрической мощности, что и
требовалось доказать. Поэтому регене-
рация широко используется в насто-
ящее время во всех современных сило-
вых и холодильных циклах, приме-
няемых на практике.
Наибольший интерес представляет
относительная экономия теплоты от
регенерации в цикле. Под относитель-
ной экономией понимают отношение
AQper K Qo цикла без регенерации и
обозначают эту величину е:
После несложных преобразований
1 — Ух представляется как h0l61/Hh
где /готб1 — перепад, срабатываемый
паром в турбине до первого отбора;
Hi — использованное теплопадение во
всей турбине при расширении пара от
начального давления р0 до давления
в конденсаторе /?к, тогда
Произведения uot6iDot61; h0l62D0l62\
/iot63D0t63 пропорциональны мощности,
вырабатываемой в турбине паром соот-
ветствующих отборов, а произведе-
ния HtD0 = Мэ/г)эм, т. е. внутренней
мощности турбины. Если умножить
числитель и знаменатель дроби на т]эм,
то в числителе получится сумма элек-
трических мощностей регенеративных

отборов пара, а в знаменателе — элек-
трическая мощность всей турбины:
Величину /к — fK можно предста-
вить в виде /0 — Hi — fK; поделив
ее на i0 — fK, получим:
Окончательно относительная эко-
номия теплоты от регенерации в цикле
может быть записана так:
Таким образом, относительная эко-
номия теплоты от регенерации в цикле
пропорциональна отношению электри-
ческой мощности регенеративных от-
боров к мощности всей турбины. При
одинаковом отношении
относительная экономия теплоты от ре-
генерации больше в том случае, когда
меньше внутренний абсолютный
к. п. д. исходного цикла. Чем меньше
y]i9 тем больше разность 1 — t]i при
одинаковом отношении
Основной вывод, который следует
из рассмотрения формулы для е, та-
ков: для увеличения относительной
экономии теплоты от регенерации сле-
дует стремиться к получению макси-
мальной мощности регенеративных от-
боров пара. Рассмотрим, в каких
условиях выполняется это положе-
ние, т. е. когда
Для наглядности рассмотрим изме-
нение мощности одного регенератив-
ного отбора в зависимости от измене-
ния температуры питательной воды.
Температура питательной воды изме-
Рис. 3-12. Изменение мощности одного реге-
неративного отбора от температуры питатель-
ной воды.
Рис. 3-13. Зависимость относительной эко-
номии теплоты при регенерации от числа от
боров.
няется от температуры конденсата tK
до температуры насыщения острого
пара to, выше которой при смешиваю-
щем подогревателе невозможно на-
греть питательную воду.
Обычно верхним пределом темпе-
ратуры питательной воды считают
температуру насыщения острого пара
to. На графике рис. 3-12 представлено
изменение мощности одного регенера-
тивного отбора от /п в. Выражение
мощности для одного отбора записы-
вается так:
#отб1 = £отб1йотб1т1эм, (3-28)
где £>отб1 — расход пара на регенера-
тивный подогрев питательной воды
для одного отбора равный:
гДе ^п в — расход питательной воды;
^отб1 — перепад, срабатываемый па-
ром регенеративного отбора.
45

Зависимость относительной эконо-
мии теплотк от регенерации е от
числа регенеративных отборов пред-
ставлена на рис. 3-13. Эта зависимость
показывает, что:
1) относительная экономия, а сле-
довательно, и относительная мощность
регенеративных отборов увеличива-
ется с ростом числа регенеративных
отборов при той же температуре пита-
тельной воды;
2) с ростом числа регенеративных
отборов повышается максимальное
значение относительной экономии.
Оно достигает максимума при беско-
нечно большом числе отборов, когда
необратимые потери при подогреве
стремятся к нулю.
В этом случае максимальное зна-
чение экономии достигается при /п# в =
= С а сама экономия приближенно
может определяться как разность рас-
хода теплоты в цикле Ренкина без
регенерации и расхода теплоты в иде-
альном цикле Карно для тех же тем-
пературных пределов.
В случае конечного числа отборов
относительная экономия теплоты от
регенерации может определяться по
приближенной формуле:
(3-30)
где гп — относительная экономия при
числе отборов п\ 8^ — относительная
экономия теплоты при бесконечном
числе отборов.
Теоретически оптимальная темпе-
ратура питательной воды возрастает
с увеличением числа регенеративных
отборов и достигает максимального
значения при п -> оо, при этом /JJa£c =
= *
Выбор действительной температу-
ры питательной воды должен учиты-
вать технико-экономические факторы
и условия эксплуатации парогенера-
торов и турбоустановок.
К важнейшим технико^экономиче-
ским факторам относятся: стоимость
замыкающего топлива в данномэконо-
мическом районе, капитальные затра-
ты на систему регенеративного подо-
грева, капитальные затраты в хвосто-
вые поверхности нагрева парогенера-
тора для обеспечения с ростом./П#Л!
постоянного значения-L^ =- idem,-до-
полнительные капитальные затраты
на турбоустановку и паропроводы
отборного пара, связанные с увеличе-
нием числа регенеративных отборов.
Выбор оптимальной температуры
питательной воды t°nl с учетом всех
этих факторов, а также условий экс-
плуатации производится на основе
многовариантных расчетов, выполня-
емых на ЭВМ. Примеры подобных рас-
четов приводятся в литературе.
Для районов с дешевым топливом,
например для Западной Сибири, где
стоимость топлива составляет 6—
10 руб/т условного топлива, оп-
тимальная температура пита-
тельной воды *°ПТБ = 210 ч- 215° С
для начальных параметров р0 =
= 13,0 МПа, /0 = 565° С. Для райо-
нов с дорогим топливом, например
север европейской части СССР, где
стоимость топлива составляет 26—
28 руб/т условного топлива, оптималь-
ная температура питательной воды
для тех же начальных параметров
/опт = 260 -з- 280° С. Однако это поло-
жение о целесообразности выбора раз-
ной оптимальной температуры пита-
тельной воды связано с выпуском раз-
ных модификаций турбин и парогене-
раторов для каждого экономического
района в зависимости от стоимости
топлива в нем. В современных усло-
виях для обеспечения ввода больших
установленных мощностей основным
является унификация оборудования
для выполнения намеченной програм-
мы энергетического строительства в
СССР. В настоящее время выпуск
парогенераторов и турбин произво-
дится по одной усредненной расчетной
температуре питательной воды tn B =
= 230° С при /?0 = 13,0 МПа, /0 =
= 555° С и tn в = 260° при р0 =
= 24,0 МПа, t0 = 540° С, tm = 540° С.
При выборе оптимальной темпера-
туры питательной воды необходимо
учитывать не только экономию теп-
лоты в цикле, но и изменение условий
работы водяного экономайзера пароге-
нератора (при повышении темпера-
туры питательной воды температур-
ный напор в водяном экономайзере
снижается, что вызывает при постоян-
ной площади поверхности хвостовой
части парогенератора рост темпера-
туры, уходящих газов). Влияние тем
46

пературы питательной воды на тем-
пературу уходящих газов, а следова-
тельно, и на к. п. д. парогенератора
необходимо учитывать одновременно,
так как повышение к. п. д. ТЭС за-
висит не только от термического
к. п. д. цикла, но и от к. п. д. пароге-
нератора:
лтэс^г^т.п^гчлм. <3-31)
3-6. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ
РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА
ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ ПО СТУПЕНЯМ
Регенеративный подогрев питатель-
ной воды на ТЭС до оптимальной тем-
пературы дает существенную эконо-
мию топлива и приведенных затрат.
Однако при этом предполагается, что
этот регенеративный подогрев прово-
дится в нескольких последовательных
ступенях при наименьших, а точнее,
при экономически целесообразных не-
обратимых потерях при выбранном
на основе технико-экономических рас-
четов количестве подогревателей, оп-
тимальном распределении интервала
подогрева между ступенями и при
оптимальных температурных напорах
в подогревателях. Как видим, из (3-31)
Чтэс-Vir. (3'32)
Повышение г)Рег за счет развития ре-
генерации может вызвать снижение
т]пг, в таком случае их произведение
может либо не привести к росту 11тэс,
либо даже вызвать снижение общего
к. п. д. ТЭС. В настоящее время счи-
тается правильным одновременное
определение оптимальных температур
питательной воды и уходящих газов
на основе детального технико-эконо-
мического анализа.
В детальном технико-экономиче-
ском анализе для данного экономиче-
ского района при заданной стоимости
топлива приходится учитывать сле-
дующие основные факторы, влияющие
на выбор t°nTB и /™т:
1) изменение расхода топлива,свя-
занное с изменением термического
к. п. д. цикла, к. п. д. парогенера-
тора и внутреннего относительного
к. п. д. проточной части турбины при
изменении выходных потерь в послед-
ней ^ступени турбины из-за перемен-
ного расхода в конденсатор;
2) изменение мощности агрегатов
собственных нужд станции (питатель-
ный, конденсатный и циркуляционный
насосы, дымососы и вентиляторы);
3) изменение капиталовложений в
хвостовую часть парогенератора, в ре-
генеративную систему (количество и
поверхность регенеративных подогре-
вателей), в систему водоснабжения и
в конденсатор.
Полный учет всех этих факторов
связан с многовариантными деталь-
ными расчетами и требует весьма
значительного времени даже с приме-
нением современных ЭВМ, так как
составление программ такого расчета
является сложной задачей. Поэтому
пользуются обычно упрощенными ме-
тодиками, облегчающими определение
оптимума /пв и tyx. Некоторые резуль-
таты подобных расчетов, выполнен-
ных в ЦКТИ, приведены в табл. 3-2.
Из приведенных в табл. 3-2 дан-
ных видно, что повышение начальных
параметров пара увеличивает опти-
мальное значение температуры пита-
тельной воды. Повышение стоимости
топлива снижает оптимальную тем-
пературу уходящих газов и увеличи-
вает оптимальную температуру пита-
тельной воды. Приведенные в табл. 3-2
оптимальные температуры питатель-
ной воды мало отличаются от приня-
тых стандартных значений для паро-
турбинных электростанций СССР. Зна-
чения же оптимальной температуры
уходящих газов значительно ниже
встречающихся на практике на оте-
чественных парогенераторах.
Задача расчета оптимального рас-
пределения регенеративного подогре-
ва по ступеням при найденных опти-
мальных tnB и tyx несколько проще,
чем выбор tnB и /ух. Однако помимо
экономии теплоты в цикле приходится
в действительности учитывать кон-
структивные особенности проточной
части турбины и возможности отбора
пара на регенеративный подогрев при
конечном числе ступеней турбины.
Точное аналитическое решение задачи
оптимального распределения регене-
ративного подогрева по ступеням слож-
но и требует много времени для состав-
ления программы для ЭВМ, хотя
47

Таблица 3-2
Значения оптимальных температур питательной воды и уходящих газов
при различных параметрах пара для разных расчетных стоимостей топлива
(по данным расчетов ЦКТИ)
Параметры пара
13,0 МПа, 565/565 °С
16,6 МПа, 565/565*С
16,5 МПа, 565/565/565 °С
24,0 МПа, 580/565 °С
24,0 МПа, 580/565/565 °С
30,0 МПа, 565/565 °С
30,0 МПа, 565/565/565 °С
30,0 МПа, 650/565/565 °С
Стоимость условного топлива
3,2 руб/т
уОПТ
п. в
190—200
195—200
192—197
230—235
227—232
240—245
237—242
238—243
/опт
ух
105—110
109—111
107—109
117—119
114-116
121—123
118—120
120—122
10,4 руб/т
и ОПТ
п. в
220—230
245—250
240—245
249—254
244—249
258—263
253—258
253—258
.опт
ух
90—95
91—93
89—91
93—95
96—98
94—96
94—96
94—96
Таким образом, подсчет Д4Т по
формуле (3-34) подразумевает равно-
мерное распределение интервала по-
догрева питательной воды до темпера-
туры насыщения острого пара t*
с учетом того, что подогрев ведется
в п регенеративных подогревателях и
в водяном экономайзере парогенера-
тора как (п + 1)-ой ступени подо-
грева. Подсчет по формулам (3-33) и
(3-34) дает хорошее совпадение с дру-
гими более точными методами при
давлениях острого пара ниже 3,5 МПа.
При более высоких давлениях острого
пара ошибка при равномерном рас-
пределении интервала подогрева бо-
лее значительна и может превышать
0,5% по сравнению с более точными
методами распределения подогрева по
ступеням. На основе проведенных
исследований для установок без про-
межуточного перегрева пара в идеаль-
ной регенеративной схеме с каскад-
ным сливом дренажей, с охлаждением
до температуры насыщения греющего
пара нижележащего отбора оптималь-
ное распределение регенеративного по-
догрева по ступеням соответствует
равномерному приращению энтропии
питательной воды по ступеням:
(3-35)
Для реальных регенеративных
схем турбоустановок с каскадным
сливом и дросселированием дренажей
после каждого подогревателя условие
оптимального распределения подогре-
ва по ступеням записывается в таком
такое решение теоретически может
быть получено.
На практике чаще применяют при-
ближенные методы, позволяющие зна-
чительно упростить решение задачи.
Самым простым из приближенных
методов является метод равномерного
распределения интервала подогрева
между всеми ступенями:
Л'ст = *П'*~** = idem, (3-33)
где Д/Ст — температурный интервал
подогрева для одной ступени, одина-
ковый для всех ступеней; tn>в — вы-
бранная по расчету оптимальная тем-
пература питательной воды; tK — тем-
пература конденсата при расчетном
давлении в конденсаторе турбины;
п — число ступеней регенеративного
подогрева, обычно равное количеству
регенеративных отборов.
При отсутствии точного значения
^опт Может быть применен равномер-
ный метод подогрева питательной воды
при заданном числе отборов и задан-
ных начальных и конечных парамет-
рах в цикле. Интервал подогрева
в каждой ступени по методу равномер-
ного подогрева определяется путем
деления интервала температур от tK
до t* между (п + 1) ступенями:
(3-34)
где /J — температура насыщения при
начальном давлении водяного пара
в цикле /?0.
48

виде:
или
откуда находят
где / — номер подогревателя;
TVb и Тк — абсолютные температуры
питательной воды и конденсата, вы-
бранные по расчету для данной турбо-
установки.
Следовательно, по формуле (3-35)
подогрев воды или повышение энтро-
пии (3-36) в каждом последующем
подогревателе больше, чем в предыду-
щем в геометрической прогрессии со
знаменателем, примерно равным а =
= 1,05 ч- 1,08.
При наличии в цикле промежуточ-
ного перегрева пара разбивка по сту-
пеням подогрева значительно услож-
няется и прежде всего в подогрева-
телях, расположенных близко от про-
межуточного перегрева (давление в от-
борах несколько выше или равно дав-
лению пара, идущего на промежуточ-
ный перегрев). Для этого регенера-
тивного подогревателя рекомендуется
использовать «холодный» пар до про-
межуточного перегрева и интервал
подогрева для этой ступени выбира-
ется в 1,7—1,8 раза больше, чем для
предыдущей ступени подогрева. За-
нижение интервала подогрева в сту-
пени до промежуточного перегрева
Д/с? до обычных значений Д*ст =
= idem приводит к снижению тепло-
вой экономичности цикла на 0,1—
0,15%. Как показано многими авто-
рами в СССР и за рубежом, с увели-
чением числа ступеней подогрева до
9—10 (в настоящее время наиболь-
шее число применяемых ступеней огра-
ничивается обычно 10—11) отклонение
от оптимального распределения подо-
грева по ступеням сравнительно мало
снижает экономичность цикла. Даже
отклонение от оптимального распреде-
ления на 10—20% не оказывает су-
щественного влияния на тепловую
экономичность установки, так как
приводит к снижению экономичности
на 0,02—0,03%.
3-7. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНЫХ
ТЕМПЕРАТУРНЫХ НАПОРОВ
В РЕГЕНЕРАТИВНЫХ
ПОДОГРЕВАТЕЛЯХ
Одним из важных факторов, опре-
деляющих экономичность системы ре-
генеративного подогрева при выбран-
ной на основе технико-экономического
расчета оптимальной температуре пи-
тательной воды, являются темпера-
турные напоры в подогревателях. Сни-
жение температурных напоров в реге-
неративной установке турбины
К-300-240 на ГС в каждом из 9
подогревателей приводит к увеличе-
нию тепловой экономичности цикла
примерно на 0,1%.
Однако это вызывает увеличение
площади поверхности регенеративных
подогревателей и капитальных затрат
на систему регенерации. Экономия
топлива, получаемая при снижении
температурных напоров, должна по-
крывать возрастающие затраты на
подогреватели. Снижение температур-
ных напоров на подогревателях ока-
зывает разное влияние на экономич-
ность тепловой схемы в зависимости
от давления, точнее, от температуры
насыщения отбора Т. Коэффициент
работоспособности теплоты отбора,
т. е. количество работы, которую мож-
но получить от единицы теплоты,
равен:
где Т — температура насыщения пара
отбора; Тос — температура окружа-
ющей среды.
При бесконечно малом изменении
температуры коэффициент работоспо-
собности изменяется так:
Таким образом, изменение коэффи-
циента работоспособности обратно
49

пропорционально квадрату темпера-
туры насыщения отбора. Поэтому на-
каждый градус изменения темпера-
туры недогрева, что потребует повы-
шения или понижения температуры
насыщения отбора, изменение коэф-
фициента работоспособности обратно
пропорционально температуре насы-
щения пара отбора. Следовательно,
чем ниже температура отбора Г, тем
сильнее влияет одно и то же изменение
температуры отбора dT на изменение
работоспособности отводимой теплоты.
Поэтому при низкой температуре от-
бираемой теплоты целесообразно вы-
бирать меньший недогрев до темпера-
туры насыщения отбора. Наоборот,
с повышением давления и темпера-
туры отбора можно выбирать больший
недогрев, так как он меньше сказы-
вается на снижении экономичности
цикла.
С другой стороны, с повышением
давления и температуры в отборе
увеличиваются удельные капиталь-
ные затраты на регенеративные подо-
греватели. Особенно резко возрастают
эти затраты для подогревателей высо-
кого давления (ПВД), расположенных
после питательного насоса, так как
их трубная система работает при вы-
соких давлениях питательной воды,
составляющих в настоящее время для
блоков К-300-240 и Т-250-240 при-
мерно 28,0—30,0 МПа. Отсюда по-
нятна заинтересованность в увеличе-
нии температурного напора на ПВД
с целью сокращения площади их
поверхности. Обычно при выборе тем-
пературных напоров в регенератив-
ных подогревателях основное значе-
ние имеет стоимость топлива в данном
экономическом районе. Для районов
с дорогим топливом, когда стоимость
топлива превышает 20 руб/т услов-
ного топлива, следует принимать не-
догрев ПВД равным от 5 до —2° С.
Минус означает, что за счет использо-
вания перегретого пара целесообразно
нагревать питательную воду в ПВД
выше температуры насыщения на 2°
в специальном отсеке подогревателя
без конденсации пара.
При дешевом топливе, т. е. при
его стоимости 5—10 руб/т условного
топлива, оптимальный недогрев воз-
растает до 8—14° С. Он зависит также
от принятой температуры питатель-
ной воды и от интервала подогревд
воды в ступени. С увеличением темце-.
ратуры питательной воды и увеличе-
нием А/Ст оптимальные значения недо-
грева снижаются.
Для подогревателей низкого дав-
ления, устанавливаемых до питатель-
ного насоса и работающих обычно при
давлениях отборного пара не выше
0,6—0,8 МПа, оптимальные значения
недогрева для дорогого топлива со-
ставляют 1—3° С, а для дешевого
3—7° С. С учетом потерь давления
в паропроводах отбора от турбины
до подогревателя указанные величины
недогрева следует увеличивать на
1—2° С.
3-8. СИСТЕМЫ РЕГЕНЕРАТИВНОГО
ПОДОГРЕВА ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
Системы регенеративного подогре-
ва питательной воды в современных
паротурбинных установках, состав-
ляющие основу принципиальной теп-
ловой схемы станции, разрабатыва-
ются и поставляются турбостроитель-
ными заводами и фирмами комплектно
с турбогенераторами.
На рис. 3-4, 5-1, 5-4, 5-5 приведены
типовые системы регенеративного по-
догрева, применяемые в Советском
Союзе и за рубежом. Общим типовым
решением для всех приведенных на'
этих рисунках схем является наличие
деаэратора — подогревателя смеши-
вающего типа, удаляющего агрессив-
ные газы из питательной воды мето-
дом термической деаэрации. Часто
применяется включение деаэратора на
один отбор с вышестоящим (по ходу
питательной воды) поверхностным по-
догревателем. Такая схема обеспечи-
вает большой запас по давлению для
регулятора деаэратора, что способст-
вует получению стационарного теп-
лового режима в деаэраторе и улуч-
шает качество деаэрации питательной
воды.
Во всех схемах главную роль иг-
рают поверхностные подогреватели,
которые при соблюдении основного
условия их нормальной работы (дав-
ление питательной воды выше, чем
давление греющего пара, во избежа-
ние вскипания нагреваемой среды),
отличаются надежностью в работе и
50

малой чувствительностью к колеба-
ниям нагрузки.
Вместе с тем поверхностные подо-
греватели дороже смешивающих, име-
ют недогрев до температуры насыще-
ния греющего пара и связанные с этим
необратимые потери и, наконец, тре-
буют специальной схемы отвода кон-
денсата греющего пара. В последнее
время в Советском Союзе и за рубе-
жом проводятся исследования по соз-
данию смешивающих подогревателей
разного типа, прежде всего, для це-
почки регенеративных подогревателей
низкого давления.
Схемы отвода конденсата греющего
пара в системах регенерации должны
отвечать трем основным требованиям:
1) надежность при всех режимах
работы, а также пусках и остановках;
2) минимальные необратимые по-
тери от смешения потоков конденсата
и от вытеснения нижележащих отбо-
ров;
3) высокая степень автоматизации
и наличие надежных защит при неис-
правностях.
Совместить все три требования
в одной схеме удается не всегда, и
тогда предпочтение отдается требова-
нию надежности, так как схемы отвода
конденсата играют вспомогательную
роль в экономических показателях
системы регенеративного подогрева
питательной воды. Ниже приведены
различные схемы отвода конденсата
Рис. 3-14. Схема регенеративного подогрева
со смешивающими подогревателями.
У — парогенератор; 2 — турбина; 3 — конденса-
тор; 4 — конденсатный насос; 5 — смешивающий
подогреватель; 6 — перекачивающий насос.
Рис. 3-15. Схема отвода конденсата от подо-
гревателей с подъемными насосами.
/ — поверхностные регенеративные подогревате-
ли; 2 — подъемные насосы; 3 — питательный на-
сос.
Рис. 3-16. Схема отвода кон-
денсата с опускными насо-
сами.
/ — поверхностные регенератив-
ные подогреватели; 2 — опуск-
ные насосы; 3 — питательный
насос.
Рис. 3-17. Схема отвода кон-
денсата с каскадным подъе-
мом.
/ — поверхностные регенератив-
ные.подогреватели; 2 — конден-
сатные насосы; 3 — питатель-
ный насос.
Рис. 3-18. Каскадный слив
конденсата от подогревате-
лей.
/ — поверхностные регенератив-
ные подогреватели; 2 — пита-
тельный насос; 3 — деаэратор —
смешивающий подогреватель.
51

греющего пара регенеративных отбо-
ров. Эталоном для всех этих схем
являются смешивающие регенератив-
ные подогреватели (рис. 3-14), в ко-
торых конденсат смешивается с пита-
тельной водой и транспортируется
в следующую ступень подогрева. Од-
нако наряду с высокой экономично-
стью эта система подогрева имеет по-
ниженную надежность из-за работы
откачивающих насосов на воде, нагре-
той до температуры насыщения. На-
дежность особенно снижается при
изменениях давления в регенератив-
ных отборах, вызванных изменением
нагрузки турбогенератора.
В первом приближении давление
в регенеративных отборах изменяется
в соответствии с формулой Флюгеля:
(3-40)
где /?отб, £*т и Тотб — давление, расход
пара и температура в новом режиме;
ротб, DT и Тотб — давление, расход
пара и температура в номинальном
режиме.
Наиболее близко по экономично-
сти к схеме со смешивающими подогре-
вателями находятся схемы на
рис. 3-15, 3-16, 3-17, особенно при
малых значениях недогрева, напри-
мер в ПВД при использовании пере-
гретого пара и подогреве питательной
воды до температуры насыщения гре-
ющего пара. Отклонение по экономич-
ности этих схем от цикла со смеши-
вающими подогревателями составляет
обычно 0,02—0,04%.
Наименее экономичная схема
(рис. 3-18) — с каскадным сливом
конденсата греющего пара, так как
в этой схеме происходит вытеснение
горячим конденсатом нижележащих
отборов. Вытеснение горячим конден-
сатом греющего пара отборов более
низкого давления при каскадной схеме
рис. 3-18 приводит к снижению эко-
номичности регенеративной системы.
Это снижение экономичности может
быть подсчитано по методу коэффи-
циента ценности теплоты (см. подроб-
нее гл. 5).
3-9. ПРИСТРОЙКИ И НАДСТРОЙКИ
СУЩЕСТВУЮЩИХ СТАНЦИЙ
Использование площадок, желез-
нодорожных путей и мостовых кранов
существующих тепловых электростан-
ций позволяет значительно сократить
сроки ввода энергетических мощно-
стей и затраты на монтаж блоков.
Так, при расширении существующих
электростанций ввод блоков К-200-130
может осуществляться за 2—3 мес,
а блоков К-300-240 — за 3—4 мес.
Ввод же первых блоков К-300-240
на вновь сооружаемых тепловых элек-
тростанциях занимает обычно 2,5—
3 года с учетом изыскательских и до-
рожных работ. Поэтому широко ис-
пользуется у нас и за рубежом ввод
новых блоков на существующих стан-
циях.
Большое значение имеет расшире-
ние существующих промышленных
ТЭЦ в городах и промышленных рай-
онах в связи с ростом технологических
и отопительных тепловых нагрузок.
Расширение существующих электро-
станций с использованием их пло-
щадки, транспортных магистралей и
персонала, но без технологической
связи со старым оборудованием по
пару и воде называется пристройкой.
В том случае, когда целесообразна
также замена старого оборудования,
работающего при низких и средних
начальных параметрах, на новое, бо-
лее совершенное оборудование на па-
раметры р = 13 МПа, /0 = 565° С
или р0 = 24 МПа, t0 = 565° С, со-
оружается надстройка.
Надстройкой называется расшире-
ние существующей электростанции с
повышением ее эффективности за счет
повышения начальных параметров или
применения комбинированных циклов
(парогазовых и др.).
Схема полной паровой надстройки
приведена на рис. 3-19. В отличие от
пристройки основная цель надстрой-
ки — повышение экономичности ис-
ходного цикла за счет повышения
начальных параметров в нем. Процесс
расширения пара при надстройке по-
казан в i, s-диаграмме на рис. 3-20,
из которого видно увеличение распо-
лагаемого и использованного тепло-
падения в цикле с надстройкой. Та-
ким образом, при надстройке процесс
разбивается на две ступени, так же
как в двух цилиндрах турбины высо-
ких параметров, в надстроенной ча-
сти — верхняя ступень и в старом
оборудовании — нижняя ступень.
52

Если в процессе расширения пара
в надстроенной части конечные пара-
метры пара, поступающего к турбинам
старой части, имеют более низкую
температуру, чем расчетная темпера-
тура перед ними, обычно применяют
промежуточный перегрев пара для
доведения этой температуры до рас-
четной. Экономия топлива в энерго-
системе от надстройки, связанная со
снижением удельного расхода топ-
лива на надстроенной станции с Ьп#д
до ЬВфД по сравнению с ЬКЭс (обычно
Ькэс $г &в. д < Ьн. д), может быть опре-
делена таким сравнением. Расход топ-
лива в энергосистеме до надстройки
R
•^нач == •** н. д*^н.д"н. д "т"
+ (^в.дА».д-АГн.дЛя.д)*кэс (3-41)
Расход топлива в системе после
надстройки 5К0Н:
5кон = ^в.д/1в.д&в.д. (3-42)
Экономия топлива в системе в ре-
зультате надстройки:
Л£эк = Б„ач-Вкон; (3-43)
Д Вэк = ЛГН. дй„. д (6Н. д - ЬКэс) +
+ Л^Л.д(*кэс-*в.«). (3-44)
т. е. экономия тем больше, чем больше
#н.Льд> #в.Л,.д» Фи.л — Ькэс) И
ФкЭС — Ьв.д)-
В этих расчетах 6Н#Д> 6Кэс и Ьв.д —
удельные расходы топлива на старой
станции низкого давления, на КЭС
энергосистемы и на станции с над-
стройкой; #н#д и #ВвД — мощность
старой станции и станции с надстрой-
кой; АНвД и /гв>д — число часов исполь-
зования установленной мощности ста-
рой станции и с надстройкой высокого
давления.
Однако применение надстройки не
всегда оправдывается технико-эконо-
мическими расчетами вследствие боль-
ших капитальных затрат на парогене-
раторы надстройки. Дело в том, что
парогенераторы старой станции при
полной надстройке не участвуют в но-
вом технологическом цикле, так как
требуется весь пар высоких параме-
тров. Парогенераторы старой станции
могут быть либо демонтированы, либо
оставлены в качестве парового ре-
зерва для технологических потреби-
телей: ни то, ни другое решение не
является достаточно эффективным.
Вводимая при надстройке мощ-
ность невелика (50—150 МВт), так
как используется только часть тепло-
падения, т. е. реализуется только
верхняя ступень расширения вместо
полного расширения, как при тех же
начальных параметрах на пристраи-
ваемом блоке, и ограничен расход
пара на старую станцию. В СССР реа-
лизованы две паровые надстройки —
на Челябинской ТЭЦ и на Кашир-
ской электростанции.
Рис. 3-19. Принципиальная схема полкой
надстройки станции низкого давления.
/ — парогенератор сверхвысокого давления; 2 —
предвключенная турбина надстройки; 3 — кон-
денсационная турбина старой станции; 4 — тур-
бина с отбором старой станции; 5 — тепловые
потребители; 6 — п. н. д. старых турбин; 7 —
деаэратор; сбор всех потоков воды; 8 — питатель-
ный насос надстройки; 9 — п. в. д. предвклю-
ченной турбины; 10 — конденсаторы турбин ста-
рой станции.
Рис. 3-20. Процесс расширения пара при
надстройке на г, s-диаграмме.
53

ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ
ОТПУСК ТЕПЛОТЫ И ВОСПОЛНЕНИЕ ПОТЕРЬ КОНДЕНСАТА
НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
4-1. ХАРАКТЕРИСТИКА
ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ТЕПЛОТЫ
Основными потребителями тепло-
ты от промышленных ТЭЦ являются:
1) силовые агрегаты, имеющие
в качестве привода паровые машины
или турбины: паровые молоты и прес-
сц, ковочные машины, паровые на-
сосы, турбокомпрессоры для сжатия
различных газов и т. д.
Для большинства силовых потре-
бителей с приводом от паровых машин
необходим пар с давлением 0,8—
1 МПа, насыщенный или перегретый
до 200—250° С, а с приводом от паро-
вых турбин — перегретый пар 1,8—
3,5 МПа, 350—450° С;
2) аппараты и устройства, в ко-
торых теплота используется для осу-
ществления технологических процес-
сов: подогреватели для твердых, жид-
ких и газообразных веществ; выпар-
ные и ректификационные аппараты;
сушилки для различных материалов;
реакторы в химической промышлен-
ности и пр.
Передача теплоты обрабатываемой
продукции производится обычно за
счет соприкосновения ее с греющим
теплоносителем непосредственно или
через стенку, отделяющую продук-
цию от теплоносителя. В ряде техно-
логических процессов пар или горя-
чая вода используется непосредствен-
но в качестве компонента для произ-
водства продукции.
Для обогрева производственных
аппаратов и непосредственно в техно-
логических процессах применяется
преимущественно насыщенный или
слабо перегретый пар с давлением
0,3—0,8 МПа и вода с температурой
до 150° С.
В некоторых производственных
процессах используется пар с давле-
нием до 9 МПа;
3) системы отопления и вентиля-
ции производственных, культурно-бы-
товых и жилых помещений, а также
горячего водоснабжения и системы
кондиционирования воздуха.
В производственных помещениях
температура поверхности нагрева ото-
пительных и вентиляционных прибо-
ров допускается до 150° С; для этих
приборов может быть применен пар
с давлением до 0,6 МПа или горячая
вода.
В общественных и жилых помеще-
ниях максимальная допускаемая тем-
пература нагревательных приборов
95° С и обогрев их производится во-'
дой.
4-2. СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
Для теплоснабжения применяются
два теплоносителя: пар и горячая
вода. Основные преимущества воды
как теплоносителя по сравнению с па-
ром следующие:
1) большая комбинированная вы-
работка электроэнергии на ТЗЦ вслед-
ствие возможности применения более
низкого давления пара в отборе турбин
и многоступенчатого подогрева воды.
По условиям транспорта пара давле-
ние его в сети теплоснабжения обычно
не менее 0,4—0,6 МПа. При подогреве
воды до 150° С давление греющего
пара из отбора турбин (при многосту-
пенчатом подогреве) возможно 0,06—
0,25 МПа. Соответственно при сни-
жении давления пара в отборе с 0,4
до 0,12 МПа выработка электроэнер-
гии на тепловом потреблении увели-
чивается примерно на 50%;
2) меньше потери рабочего тела
у потребителей. Сохранение конден-
сата пара имеет существенное значе-
ние для ТЭЦ высокого давления;
3) возможность центрального ре-
гулирования однородной тепловой на-
грузки или сочетания двух различных
ее видов при сохранении требуемого
их соотношения у потребителей;
4) повышенная аккумулирующая
способность водяной системы.
Недостатки воды как теплоноси-
теля:
1) больший расход электрической
энергии на транспорт теплоносителя
по сравнению с расходом электроэнер-
гии на перекачку конденсата при
паровой системе;
2) более тяжелые последствия при
аварийных повреждениях в тепло-
54

сети; при небольших повреждениях
паровые сети могут оставаться дли-
тельное время в работе, при водяной
системе утечки теплоносителя при тех
же повреждениях больше в 20—40 раз;
3) сложность местного регулиро-
вания разнородной тепловой нагрузки
и жесткая гидравлическая связь меж-
ду всеми потребителями системы.
Для большинства предприятий при
теплоснабжении их от ТЭЦ оказы-
вается более экономичным применять
воду в качестве теплоносителя для
отопления, вентиляции и кондициони-
рования воздуха. Для производствен-
но-технологического теплопотребле-
ния при средней температуре про-
цесса 120—150° С и выше в качестве
теплоносителя преимущественно при-
меняется пар.
Производственное теплопотребле-
ние, а также горячее водоснабжение
имеют место в течение всего года.
График производственного тепло-
потребления определяется режимом
технологического процесса и смен-
ностью работы предприятия. График
теплопотребления на горячее водо-
снабжение зависит от времени года
и изменяется в течение суток при ми-
нимуме в ночные часы.
Потребление теплоты на отопле-
ние, вентиляцию и кондиционирова-
ние воздуха имеет сезонный характер
и в основном определяется темпера-
турой наружного воздуха. В летний
период теплота на отопление и вен-
тиляцию не расходуется.
4-3. ОТПУСК ПАРА
Отпуск пара потребителям от про-
мышленной ТЭЦ производится:
1) из отборов или из противодав-
ления турбин;
2) от паропреобразовательных ус-
тановок, обогреваемых паром из отбо-
ров или из противодавления турбин;
3) от термокомпрессоров, пар к ко-
торым поступает из отборов турбин
или частью из отборов турбин, частью
из парогенераторов;
4) от парогенераторов непосред-
ственно или через редукционно-охла-
дительные установки (РОУ).
На большинстве предприятий не-
обходим пар 0,6—1,8 МПа, а иногда
3,5 и 9 МПа, который подается к по-
требителям от ТЭЦ паропроводами.
Прокладка индивидуальных паропро-
водов к каждому потребителю вызы-
вает большие капитальные и эксплуа-
тационные расходы, поэтому обычно
ограничиваются сооружением одно- и
двухтрубной и реже трехтрубной си-
стемы паропроводов, от которых снаб-
жаются паром группы потребителей.
При этом в каждом паропроводе под-
держивается максимальное давление
пара, необходимое для отдельных по-
требителей данной группы.
Повышенное по сравнению с необ-
ходимым давление пара, получаемого
отдельными потребителями от общей
магистрали, уменьшает возможную
выработку электроэнергии на тепло-
вом потреблении.
Исходя из требований потребите-
лей и характеристик теплофикацион-
ных турбин в паропроводах системы
пароснабжения, предприятия обычно
принимают следующие давления: в ли-
ниях, питающих отопительно-венти-
ляционные установки, 0,06—0,25МПа;
в паропроводах, подающих пар тех-
нологическим аппаратам, 0,6—
0,8 МПа; в паропроводах, питающих
паром производственные агрегаты с
паровым приводом, 1,2—1,8 МПа и
в ряде случаев 3,5 и 9 МПа.
Если расход пара на отдельные
группы потребителей невелик и для
них нецелесообразно устанавливать
на ТЭЦ турбину с соответствующим
давлением в отборе или противодавле-
нии, то такие потребители снабжа-
ются паром более высокого давления,
отпускаемым от турбин или парогене-
раторов, который дросселируется на
ТЭЦ или на месте потребления.
На рис. 4-1 показаны одно- и
двухтрубная системы пароснабжения
от ТЭЦ. При использовании всего пара
в технологическом процессе потреби-
телей без возврата конденсата устрой-
ства для его сбора и транспорта на
ТЭЦ исключаются.
Схема пароснабжения зависит в ос-
новном от характера тепловой нагруз-
ки и выбирается исходя из технико-
экономических соображений, при ко-
торых учитываются показатели всех
элементов системы пароснабжения:
ТЭЦ, паропроводов, потребителей.
Обычно, когда всем потребителям
требуется пар низкого давления, при-
меняется однотрубная система.
55

Рис. 4-1. Системы пароснабжения от ТЭЦ — однотрубная (а) и двухтрубная (б).
1 — парогенератор; 2 — турбина; 3 — редукционно-охладительная установка на ТЭЦ; 4 — редук-
ционная установка у потребителей; 5 — потребители пара; 6 — конденсатоотводчик; 7 — конденсат-
ный нассс; 8 — сборник конденсата; 9 — деаэратор; 10 — питательный насос.
При потреблении пара повышенно-
го давления силовыми и технологиче-
скими потребителями наряду со зна-
чительным потреблением пара низ-
кого давления экономически оправ-
данным является двухтрубная (иног-
да трехтрубная) система пароснабже-
ния.
Отпуск пара от турбин. На про-
мышленных электростанциях уста-
навливаются обычно турбины двух
типов: конденсационные с отбором
пара (Т, ПТ и П) и с противодавле-
нием (Р и ПР).
Начальные параметры пара тур-
боагрегатов мощностью более
25 МВт—12,7 и 23,7 МПа и мощностью
25 МВт менее 3,43 и 8,82 МПа. В тур-
бинах типа Т мощностью более 25 МВт
давление регулируемого отбора пара
0,059—0,245 МПа, а в турбинах Т
меньшей мощности — 0,118—
0,245 МПа. Пар из регулируемого
отбора этих турбин обычно направ-
ляется в расположенные на ТЭЦ
подогревательные установки для по-
догрева воды, используемой в каче-
стве теплоносителя для целей отоп-
ления, вентиляции и горячего водо-
снабжения. В турбинах типа ПТ име-
ется два регулируемых отбора пара
при давлении в первом отборе 0,8—
1,6 МПа и во втором 0,049—0,245 МПа.
Пар из первого отбора направляется
в систему пароснабжения производ-
ственных потребителей. В турбинах
П имеется один регулируемый отбор
пара из противодавления 0,49 МПа,
предназначенный для производствен-
ных потребителей.
В турбинах ПР давление первого
регулируемого отбора 0,78—1,27 и
нижнего 0,049—0,245 МПа для снаб-
жения отработавшим паром установок
для подогрева воды. Турбины типа Р
выпускаются с противодавлением от
0,294 до 3,04 МПа, и пар от них
в основном предназначается для снаб-
жения технологических потребителей.
Номенклатура выпускаемых тур-
боагрегатов обеспечивает возможность
снабжения паром из отбора или про-
тиводавления отопительно-вентиля-
ционных и различных технологиче-
ских потребителей. Турбины с тем
или иным давлением в отборе выби-
раются в зависимости от системы теп-
лоснабжения на основе технико-эко-
номического сопоставления возмож-
ных вариантов.
Паропреобразователи. На промыш-
ленных ТЭЦ при большом отпуске
пара технологическим потребителям
и значительных внешних потерях кон-
денсата могут быть применены паро-
преобразовательные установки.
56

Паропреобразователем называется
испаритель воды с паровым обогре-
вом, вторичный пар от которого на-
правляется внешним потребителям.
Конденсат первичного греющего пара
сохраняется на ТЭЦ и используется
для питания парогенераторов.
Схема паропреобразовательной ус-
тановки показана на рис. 4-2. При-
менение паропреобразователей обеспе-
чивает питание парогенераторов ТЭЦ
высококачественным конденсатом не-
зависимо от количества потерь кон-
денсата на производстве.
Наряду с этим применение паро-
преобразователей приводит к сниже-
нию выработки электроэнергии на
тепловом потреблении вследствие не-
обходимости более высокого давле-
ния (температуры) пара в отборе тур-
бин по сравнению с давлением пара,
необходимым потребителям. Необхо-
димый температурный напор в паро-
преобразователе должен быть обычно
12—15° С
Снижение выработки электриче-
ской энергии или мощности установки
из-за необратимых потерь в паропре-
образователе определяется по фор-
муле
&N = Dn(i0l6-iK)v\9iA, (4-1)
где Dn — расход греющего пара, кг/с;
*отб — энтальпия пара в отборе,
кДж/кг; iK — энтальпия отработав-
шего пара турбины;
AN'=D'n(?n-i9)iiW9 (4-la)
где £>п — расход греющего пара из
противодавления турбины, кг/с;
*'п>*'р — энтальпии пара из противо-
давления в случае установки паропре-
образователя и без него, кДж/кг;
Лэм — электромеханический к. п. д.
Производительность паропреобра-
зователей по вторичному пару опре-
деляется с учетом отпуска пара внеш-
ним потребителям, возврата конден-
сата от них, пригодного для питания
парогенераторов, и внутренних по-
терь пара и конденсата на ТЭЦ:
Am = DBH + DB.n-DB.K, (4-2)
где£вн, DB п — внутристанционные по-
тери пара и конденсата и отпуск пара
внешним потребителям; DB к — воз-
врат конденсата от потребителей.
Рис. 4-2. Схема парообразовательной уста-
новки.
/ — турбина с отбором пара; 2 — паропреобра-
зователь; 3 — пароперегреватель вторичного пара;
4 — деаэратор; 5 — охладитель конденсата; 6 —
охладитель продувочной воды; 7 — охладитель
выпора; 8 — питательный насос паропреобразо-
вательной установки; 9 — конденсатор вторич-
ного пара.
На ряде ТЭЦ суммарная паро-
производительность паропреобразо-
вателей составляет до 60% паропро-
изводительности парогенераторов.
Конденсат греющего пара, предвари-
тельно охлажденный питательной во-
дой паропреобразователя в охлади-
теле дренажа, из паропреобразова-
теля отводится в деаэраторы пита-
тельной воды парогенераторов. Для
повышения тепловой экономичности
паропреобразовательных установок
применяют предварительный подогрев
питательной воды паропреобразова-
телей паром низкого давления из от-
бора турбин, что повышает выработку
электроэнергии на тепловом потреб-
лении.
При необходимости получения пе-
регретого на 20—25° С пара его пере-
грев осуществляется в специальном
перегревателе греющим паром паро-
преобразователей. В систему паро-
преобразовательной установки вклю-
чается конденсатор вторичного пара,
служащий для получения конденсата,
идущего для восполнения внутренних
потерь на ТЭЦ, а также охладители
продувочной воды из паропреобразо-
вателей.
Паропреобразователь должен пи-
таться деаэрированной химически очи-
щенной водой при минимальном содер-
жании агрессивных газов. В схему
питания паропреобразователей вклю-
57

Рис. 4-3. Пароструйный компрессор.
/ — приемная камера; 2 — рабочее сопло; 3 — переходной патрубок от приемной камеры к каме-
ре смешения; 4 — камера смешения; 5 — коническая вставка диффузора; 6 — цилиндрический
корпус диффузора.
чается деаэратор для дегазации воды
греющим паром, в качестве которого
может быть использован вторичный
пар паропреобразователей.
Промышленность выпускает паро-
преобразователи производительно-
стью 30 и 40 т/ч. Давление греющего
пара принято 1,37 или 2,06 МПа,
а вторичного пара—1,08 или
1,57 МПа.
Удельная паропроизводительность
поверхности нагрева паропреобразо-
вателя 40—50 кг/(м2-ч).
Допустимое напряжение зеркала
испарения 1500—2500 м3/(м2-ч), а па-
рового объема 2500—3500 м3/(м3-ч).
Большие нагрузки зеркала испа-
рения и парового объема допускаются
при питании паропреобразователя во-
дой с малым солесодержанием. Вслед-
ствие снижения тепловой экономич-
ности, усложнения оборудования, уве-
личения начальных и эксплуатацион-
ных затрат ТЭЦ паропреобразова-
тельные установки применяются толь-
ко при больших потерях конденсата
пара у потребителей и экономической
нецелесообразности применения хи-
мической очистки добавочной воды,
необходимой для питания парогене-
раторов.
Термокомпрессоры. Для повыше-
ния давления пара, отпускаемого по-
требителям из отбора или противодав-
ления турбин, до требуемого значе-
ния могут быть применены пароструй-
ные компрессоры. Принципиальная
58
схема пароструйного компрессора по-
казана на рис. 4-3.
Инжектирующий поток пара под-
водится к соплу Лаваля аппарата.
При выходе из сопла в приемную ка-
меру поток пара подсасывает пар
низкого давления, который подво-
дится в эту камеру. По мере удале-
ния от сопла площадь сечения струи
пара увеличивается за счет инжекти-
руемого пара низкого давления.
Процесс выравнивания скоростей
в камере смешения сопровождается
изменением давления, которое растет
в цилиндрической камере смешения
и достигает конечного значения в диф-
фузоре на выходе из аппарата. Паро-
струйные компрессоры являются про-
стыми, надежными и дешевыми аппа-
ратами и дают возможность умень-
шить дросселирование пара на ТЭЦ
за счет частичного использования па-
ра низкого давления из отбора турбин.
Одним из основных показателей
работы пароструйных компрессоров
является коэффициент инжекции, т. е.
отношение массового расхода инжек-
тируемого потока G„ к массовому
расходу рабочего потока Gp:
Предварительный расчет коэффи-
циента инжекции может быть произ-
веден по формулам или номограмме.
По номограмме коэффициент инжек-
ции определяется в зависимости от

Рис. 4-4. Схема редукционно-охладительной установки.
/ — вентиль паровой; 2 — дроссельный клапан; 3 — охладитель пара; 4 — обратный клапан; 5 —
предохранительный клапан; 6 — клапан постоянного расхода; 7 — дроссельное устройство; 8—10—
запорные вентили; // — исполнительный механизм системы регулирования температуры; 12 — ис-
полнительный механизм системы регулирования давления.
степени расширения рабочего пара
рр/рн и необходимой степени сжатия
пара низкого давления рс/рп. Расход
рабочего пара определяется из вы-
ражения
Gp = GH/tt. (4-4)
Общая производительность струй-
ного компрессора
Gc = Gp + GH. (4-5)
Струйные компрессоры применя-
ются при степени сжатия рс/ра ^ 2,5.
При более высокой степени сжатия
применение струйного компрессора
недостаточно эффективно вследствие
значительного снижения коэффициен-
та инжекции.
Редукционно-охладительные уста-
новки. Редукционно-охладительные
установки (РОУ) применяются для
снижения давления и температуры
пара.
В нормальных условиях РОУ пред-
назначаются для резервирования ре-
гулируемых отборов или противодав-
ления турбин паром от парогенера-
торов и включаются только при вы-
ходе из работы турбоагрегатов, а так-
же в периоды максимальной паровой
нагрузки ТЭЦ при недостатке пара
из отборов турбин.
В некоторых случаях, когда дав-
ление пара в отборах или противодав-
лении турбин не соответствует давле-
нию, требуемому отдельными потре-
бителями, применяются постоянно
действующие РОУ. На ТЭЦс надстрой-
ками высокого давления РОУ служат
также для резервирования предвклю-
ченных турбин.
Производительность РОУ, служа-
щих для резервирования производ-
ственных отборов пара, принимается
равной отбору пара данных парамет-
ров от одной турбины. Производитель-
ность постоянно действующих РОУ
определяется по максимальному рас-
четному расходу пара данного давле-
ния потребителями. При этом преду-
сматривается резервная РОУ, если
данный потребитель не допускает пе-
рерыва в подаче пара.
Редукционно-охладительная уста-
новка (рис. 4-4) состоит из редукци-
онного клапана для снижения давле-
ния пара, устройства для понижения
температуры пара путем впрыска воды
через сопла, расположенные на участ-
ке паропровода за редукционным кла-
паном, и системы автоматического ре-
гулирования давления и температуры
дросселированного пара.
Тепловой расчет РОУ сводится к
определению расходов первичного па-
ра и охлаждающей питательной воды
при заданном расходе вторичного па-
ра.
Расход первичного пара на РОУ
определяется из выражения
удельный расход охлаждающей во-
ды на единицу расхода первичного
пара

Рис. 4-5. Схема двухступенчатой подогрева-
тельной установки.
7 — подогреватель второй ступени; 2 — подогре-
ватель первой ступени; 3 — сетевой насос; 4 —
конденсаткый насос; 5 — охладитель конденсата.
расход охлаждающей воды на охла-
дитель
в этих выражениях Dl9 D2 — массо-
вые расходы первичного и вторичного
пара; G — массовый расход охлаждаю-
щей воды; iu i2 — энтальпии первич-
ного и вторичного пара; t'2 — энталь-
пия кипящей воды при давлении в
охладителе; iox — энтальпия охлаж-
дающей воды перед РОУ; ф = 0,65 -s-
-г- 0,70 — коэффициент, учитываю-
щий долю воды, которая испаряется
в охладителе.
Диаметр парового дроссельного
клапана определяется в зависимости
от производительности и отношения
давлений пара до и после РСХУ. При-
ближенно р2/рх ^ 0,55 диаметр дрос-
сельного клапана может быть опре-
делен из выражения, м:
где Dx — массовый расход первичного
пара, кг/с; рг — давление первичного
пара, Па; vx — удельный объем пара
перед клапаном, м3/кг; £ = 4 -*- 6 —
коэффициент местного сопротивления
клапана.
При работе РОУ возникает значи-
тельный шум, что должно учитываться
при их расположении в помещении
ТЭЦ.
4-4. ОТПУСК ГОРЯЧЕЙ ВОДЫ
Подогрев воды, направляемой в
тепловую сеть и далее в отопительно-
вентиляционные системы и установки
горячего водоснабжения, производит-
ся на ТЭЦ в специальных подогрева-
тельных установках, обогреваемых па-
ром из отбора или противодавления
турбин, а на некоторых ТЭЦ частично
в теплогенераторах.
Основное оборудование подогре-
вательных установок состоит из сле-
дующих элементов: поверхностных
пароводяных подогревателей, в кото-
рых осуществляется подогрев сетевой
воды паром, поступающим из отборов
турбин; сетевых насосов, осуществля-
ющих циркуляцию воды в тепловой
сети; установки для восполнения воды,
отбираемой от системы (при открытой
системе теплоснабжения), и ее утечек,
включающей в себя водоподготовку,
деаэрационные установки, аккумуля-
торы подпиточной воды и подпиточ-
ные насосы.
На рис. 4-5 показана схема двух-
ступенчатой подогревательной уста-
новки. Вода из обратной линии тепло-
вой сети подается сетевым насосом
последовательно через подогреватели
первой и второй ступени и охладитель
конденсата, а затем поступает в подаю-
щую магистраль тепловой сети. Обо-
грев подогревателя первой ступени
осуществляется из отбора турбин, а
второй ступени — паром из отбора
турбин или от парогенераторов через
РОУ. Конденсат греющего пара из
подогревателя первой ступени посту-
пает в подогреватель первой ступени.
Из подогревателя первой ступени кон-
денсат поступает в охладитель кон-
денсата, где охлаждается до 90—95Q С,
откуда самотеком или насосом пода-
ется в деаэратор. Вода для восполне-
ния потерь в сети после предваритель-
ной химической очистки и деаэрации,
подается подпиточным насосом во вса-
сывающий коллектор сетевых насо-
сов. В системах теплофикации про-
60

мышленных предприятии при исполь-
зовании в качестве греющего пара от-
работавшего пара молотов или прес-
сов в ряде случаев применяются сме-
шивающие подогреватели. При этом
пар предварительно очищается от ме-
ханических примесей и масла. В подо-
гревательных установках теплофика-
ционных турбин Т-50-130 и Т-100-130
большой мощности предусмотрен трех-
ступенчатый подогрев сетевой воды.
Вода из обратной линии теплосети
проходит через специальный теплофи-
кационный пучок, встроенный в кон-
денсатор турбины, затем через два
последовательно включенных по се-
тевой воде подогревателя, обогревае-
мых паром из регулируемых отборов
турбин 0,05—0,2 и 0,06—0,25 МПа.
После подогревателей сетевая вода по-
ступает непосредственно в подающую
линию теплосети или при низких тем-
пературах наружного воздуха в пико-
вые водогрейные котлы (теплогене-
раторы).
На ТЭЦ с турбоагрегатами малой
мощности устанавливается общая
центральная подогревательная уста-
новка. На ТЭЦ большой мощности
подогреватели сетевой воды и сетевые
насосы устанавливаются индивидуаль-
но к каждому теплофикационному аг-
регату. Установки для восполнения
потерь сетевой воды сооружаются
обычно централизованными для всей
ТЭЦ.
Выбор оборудования подогрева-
тельных установок производится ис-
ходя из следующих основных положе-
ний. На ТЭЦ, располагающих паром
только из одного отбора низкого дав-
ления (0,06—0,25 МПа) или противо-
давления турбин, устанавливаются
обычно подогреватели первой и вто-
рой ступени. При этом греющим паром
для подогревателей второй ступени
служит пар от парогенераторов, пода-
ваемый через РОУ. При больших
тепловых нагрузках вместо подогре-
вателей второй ступени устанавливают
теплогенераторы.
Суммарная теплопроизводитель-
ность подогревателей и теплогенера-
торов должна быть равна максималь-
ному расходу теплоты на отопление,
вентиляцию и горячее водоснабжение.
Резервные подогреватели и теплогене-
раторы не устанавливаются. Охлади-
тели конденсата основных подогрева-
телей применяют, если по условиям
теплового баланса ТЭЦ конденсат по-
догревателей не может быть непосред-
ственно подан в основные деаэраторы
или если необходимо снизить темпе-
ратуру конденсата по условиям ра-
боты конденсатных насосов. Тепло-
производительность основных подо-
гревателей выбирается, исходя из
максимального подогрева воды при
данном давлении пара. При давлении
пара 0,25 МПа возможен подогрев
воды до 115—120° С.
Теплопроизводительность подогре-
вателей второй ступени, а также тепло-
генераторов должна быть равна раз-
ности расчетной тепловой нагрузки
ТЭЦ и теплопроизводительности подо-
гревателей первой ступени. Чем выше
температура воды в подающей линии
теплосети, тем меньше расход воды
на единицу расчетной тепловой на-
грузки, в связи с чем снижаются диа-
метры трубопроводов тепловой сети,
затраты на ее сооружение и расход
электрической энергии на сетевые на-
сосы. Наряду с этим при повышении
температуры воды в подающей линии
теплосети необходимо иметь более вы-
сокое давление пара в отборе турбин,
что уменьшает выработку электро-
энергии на тепловом потреблении и
снижает тепловую экономичность
ТЭЦ.
Максимальная температура сете-
вой воды определяется технико-эко-
номическими расчетами. Расчетную
температуру воды в подающей линии
обычно принимают 150° С, а при не-
больших установках 130° С.
В закрытых системах теплоснаб-
жения вода, циркулирующая в тепло-
вой сети, используется только как
теплоноситель. Подогрев воды, иду-
щей на горячее водоснабжение, до
55—65° осуществляется в водо-водя-
ных подогревателях, устанавливае-
мых на месте потребления горячей
воды.
В открытых системах теплоснаб-
жения циркулирующая вода частично
отбирается для горячего водоснабже-
ния. Для подогрева сетевой воды
применяются вертикальные и гори-
зонтальные пароводяные подогрева-
тели. На ТЭЦ с турбоагрегатами еди-
ничной мощностью 50 МВт преиму-
61

щественно применяются вертикальные
пароводяные подогреватели с прямы-
ми трубками. Конструкция такого
подогревателя показана на рис. 4-6.
В этом подогревателе трубная система
разделена перегородками в водяных
камерах на ряд последовательно вклю-
ченных по воде сегментов. При этом
температуры трубок в смежных сек-
циях близки между собой и поэтому
в них не возникает больших темпера-
турных напряжений. Подвод и отвод
воды осуществляются в верхней ка-
мере. Пар подводится в корпус подо-
гревателя и омывает трубки попереч-
ным потоком при нескольких ходах,
организуемых установкой ряда гори-
зонтальных перегородок. Конденсат
пара отводится через штуцер; распо-
ложенный внизу корпуса подогрева-
теля. Корпуса и трубные доски подо-
гревателя выполняются стальными.
Поверхность нагрева выполняется
обычно из латунных трубок диаметром
19 X 17,5 мм или из труб нержавею-
щей стали в подогревателях турбин,
работающих на закритических на-
чальных параметрах пара для преду-
преждения загрязнения подогревате-
лей медью конденсата.
Рис. 4-6. Вертикальный пароводя-
ной подогреватель.
/ — верхняя водяная камера; 2 — верх-
няя трубная доска; 3 — паровпуск-
ной клапан; 4 — направляющие пе-
регородки; 5 — нижняя трубная дос-
ка; 6 — нижняя водяная камера; 7 —
спускная трубка сетевой воды; 8 —
слив конденсата греющего пара; 9 —
патрубок сетевой воды; 10 — пароот-
ражательный лист; // — трубки подо-
гревателя; 12 — опорные плиты.
62

Рис. 4-7. Горизонтальный пароводяной по-
догреватель.
/ — корпус подогревателя; 2 — трубные доски;
3 — входная водяная камера; 4 — поворотная
водяная камера; 5 — крышка входной водяной
камеры; 6 — опоры подогревателя; 7 — подвод
пара; 8 — подвод сетевой воды; 9 — конденсато-
сборник; 10 — щелевой патрубок; // — линзовый
компенсатор; 12 — солевой отсек; 13 — отвод
паровоздушной смеси; 14 — анкерная связь кор-
пуса.
Вертикальные пароводяные подо-
греватели выпускаются промышлен-
ностью с площадью поверхности на-
грева от 43 до 850 м2. Расчетное рабо-
чее давление со стороны пара 0,15—
0,8 МПа, со стороны воды 1,4—
1,5 МПа. Сопротивление подогрева-
теля по воде 0,025—0;055 МПа.
Пароводяные подогреватели тепло-
фикационных турбин большой мощ-
ности выполняются горизонтальными
и располагаются в подвальном поме-
щении машинного зала параллельно
с конденсаторами турбин. На рис. 4-7
показан горизонтальный теплофика-
ционный подогреватель турбоагрегата
Т-175/210-130. Площадь поверхности
нагрева подогревателя 4500 м2, она
выполнена из латунных трубок 25 X
X 23 мм длиной 8 м. Диаметр кор-
пуса подогревателя 3,46 м, длина
его 10 м.
Расчетное рабочее давление со сто-
роны пара 0,4 МПа, со стороны воды
0,8 МПа.
Для получения требуемой скоро-
сти воды (1,5—2 м/с) подогреватель
выполнен четырехходовым по воде.
Ходы образуются с помощью пере-
городок в передней и задней каме-
рах.
Для компенсации температурных
деформаций на корпусе установлен
линзовый компенсатор.
На ТЭЦ с турбинами малой мощ-
ности применяются горизонтальные
пароводяные сетевые подогреватели
с гнутыми трубками. Конструкция
такого подогревателя показана на
рис. 4-8. В этом подогревателе обес-
печивается возможность свободного
расширения трубок и не требуется
специальных устройств для компен-
сации температурных деформаций.
Очистка трубок от накипи в таких
подогревателях возможна только хи-
мическим способом, в отличие от подо-
гревателей с прямыми трубками, в ко-
торых возможна очистка их механи-
ческим путем.
63

Рис. 4-8. Горизонтальный пароводяной подогреватель с гнутыми трубками.
Расход пара на пароводяной подо-
греватель и количество теплоты, пере-
даваемое сетевой воде, определяются
из уравнений теплового баланса. Теп-
лопроизводительность пароводяного
подогревателя определяется из урав-
нения
Q = GMk - к) =D1(*1 - tlK) т|п. (4-Ю)
Теплопроизводительность водово-
дяного охладителя конденсата
Q = Gi^b СЧ ~ т2) Лп = G2cB (t± - t2).
(4-11)
В этих выражениях Q — тепловая
производительность подогревателя по
вторичному теплоносителю; Gx, G2 —
расход сетевой воды до и после подо-
гревателя; Dx — расход греющего па-
ра; са — теплоемкость воды; tlt i2 —
температура воды на выходе из подо-
гревателя и на входе в него; il9 iiK —
энтальпия греющего пара и его кон-
денсата; т1э т2 — температура конден-
сата перед подогревателем и после
него; т)п — к. п. д. подогревателя.
Необходимая площадь поверхно-
сти нагрева подогревателей подбира-
ется по теплопроизводительности Q
из числа выпускаемых подогревателей
промышленностью и проверяется по
уравнению теплопередачи
Q = kFAt,
где k — коэффициент теплопередачи;
F — площадь поверхности нагрева
подогревателя; At — средний темпе-
ратурный напор в подогревателе.
Коэффициент теплопередачи опре-
деляется по формуле
где alt a2 — коэффициенты теплоот-
дачи между первичным и вторичным
теплоносителями и стенкой;
тепловое сопротивление стенки тру-
бок и слоя загрязнений.
Коэффициенты теплоотдачи от теп-
лоносителя к стенке определяются по
следующим формулам.
При турбулентном движении воды
вдоль трубок в пределах значений Re
от 4-Ю3 до 5-Ю6 и Рг от 0,6 до ЫО5
где £ — коэффициент сопротивления
трения при изотермическом течении
в гладкой трубе; при Re = 105 £ =
= (100 Re)"1/4; А, — коэффициент теп-
лопроводности воды; d — диаметр
трубки; г|> — коэффициент, учитываю-
щий влияние переменных свойств во-
ды при изменении ее температуры,
^ = (^ж/!*с)-л,
И'ж» Их — коэффициент динамической
вязкости при средней температуре во-
ды и температуре стенки; п = 0,11
при нагревании и п = 0,25 при охлаж-
дении воды; ф = 1 + 900/Re.
При поперечном обтекании водой
пучков труб, большом количестве их
рядов в пределах значения Re = 105-s-
+ 106
а = K/dC Re°«84 Pr0*36*, (4-14)
где С — коэффициент, зависящий от
расположения труб; для шахматных
пучков С = 0,021 при SJd = 1,2 ч- 2,5
и S2/d = 0,9-r- 1,5; для коридорных
пучков С = 0,02 при SJd = 1,3 +- 2,5
и SJd = 1,3 + 2,3; Ргж, Ргс — числа
Прандтля для воды при средних тем-

пературах [воды и стенки; х =
= (PrJPrcy/\
При пленочной конденсации пара
на вертикальной трубе и малой ско-
рости пара (ламинарное течение плен-
ки)
а = 0,95^г°'7*еЛ (4-15)
При конденсации пара на гори-
зонтальных трубах
В формулах (4-15) и (4-16) г —
теплота парообразования; р — плот-
ность пара; v — коэффициент кинема-
тической вязкости конденсата при
температуре насыщения пара; At =
= *н — tz — разность температур на-
сыщения пара и стенки; Н — высота
вертикальной трубки;
К — коэффициент теплопроводности
конденсата; g — ускорение силы тя-
жести;
поправка, учи-
тывающая зависимость физических
свойств конденсата от температуры;
Ку Мт — коэффициент теплопровод-
ности и динамической вязкости кон-
денсата при температуре стенки.
Средний температурный напор в
теплообменнике при перекрестном то-
ке и других более сложных схемах
движения теплоносителей определя-
ется из выражения
Д/б, Д/м — большая и меньшая раз-
ности температур теплоносителей в
теплообменнике; ед/ — поправочный
коэффициент, зависящий от конструк-
ции давления в теплообменнике и со-
отношения расходов и теплоемкостей
теплоносителей.
Напор, необходимый для обеспе-
чения движения потока теплоносителя
в теплообменнике, определяется по
формуле
3 Баженов М. И» в др.
где SA^Tp — сумма гидравлических
сопротивлений поверхностей тепло-
обмена; 2Д/7М#С — сумма потерь на-
пора за счет местных сопротивлений;
2рУск — сумма потерь напора, обус-
ловленных ускорением потока; Дрг# с—
затрата напора на преодоление гидро-
статического давления столба жид-
кости.
4-5. ВОДОГРЕЙНЫЕ КОТЛЫ
(ТЕПЛОГЕНЕРАТОРЫ)
Расход теплоты для отопления и
вентиляции производственных, ком-
мунальных и жилых помещений яв-
ляется переменной величиной, зави-
сящей от наружной температуры. При
понижении наружной температуры
расход теплоты увеличивается и до-
стигает максимума в период наиболее
низких наружных температур. Мак-
симальная тепловая нагрузка на
отопление и вентиляцию помещений
часто вдвое превышает среднюю за
отопительный период.
При значительной доле отопитель-
ных нагрузок в общем теплопотребле-
нии от ТЭЦ в целях увеличения числа
часов использования тепловой мощ-
ности турбин и уменьшения конден-
сационной выработки электрической
энергии на ТЭЦ тепловую мощность
турбогенераторов выбирают ниже рас-
четной тепловой нагрузки системы
теплоснабжения. В этих условиях
часть тепловой нагрузки в период
низких наружных температур удовле-
творялась от парогенераторов или
теплогенераторов.Отпуск теплоты от
ТЭЦ в период максимальной нагрузки
QP = Qo + Qn, (4-20)
где Qp — расчетная (максимальная)
тепловая нагрузка; Q0 — номиналь-
ная тепловая нагрузка отопительных
отборов турбин; Qn — пиковая тепло-
вая нагрузка, покрываемая от паро-
генераторов или теплогенераторов.
Капитальные затраты на установку
водогрейных теплогенераторов зна-
чительно меньше, чем затраты на
установку энергетических парогене-
раторов той же теплопроизводитель-
ности и необходимого дополнитель-
ного теплофикационного оборудова-
ния (пароводяных подогревателей
и пр.), примерно на 20—30%.
65

Рис. 4-9. Схема включения теплогенераторов
в систему теплофикации.
/ — теплогенератор; 2 — подогреватель первой
ступени теплофикационной установки; 3 — насос
рециркулящш воды; 4 — сетевой насос.
При преимущественно производ-
ственном теплопотреблении от про-
мышленной ТЭЦ и наличии резервных
парогенераторов обычно теплогенера-
торы не устанавливают. В кратковре-
менный период максимальной отопи-
тельной тепловой нагрузки включают
в работу резервные парогенераторы.
Схема включения теплогенераторов
показана на рис. 4-9.
4-6. ПОТЕРИ ПАРА И КОНДЕНСАТА
На паротурбинных электростан-
циях имеют место потери пара, его
конденсата и питательной воды. По-
тери пара и конденсата разделяют на
внутристанционные и внешние.
Внутристанционные потери скла-
дываются из следующих составляю-
щих: расходы пара на вспомогатель-
ные устройства электростанции без
возврата от них конденсата — паро-
вая обдувка парогенераторов, на фор-
сунки с паровым распыливанием мазу-
та, на устройства для разогрева ма-
зута; потери с продувочной водой
парогенераторов; потери пара и воды
через неплотности трубопроводов, ар-
матуры и оборудования; потери пита-
тельной воды при пусках и останов-
ках парогенераторов. Количество этих
потерь зависит от характеристики обо-
рудования, качества его изготовления
и монтажа, а также общего уровня
культуры эксплуатации. Внутренние
потери на лучших отечественных
электростанциях составляют следую-
щие доли от расхода питательной во-
ды: на КЭС 0,8—1%, на ТЭЦ 1,5—
1,8%. Основную часть внутренних
потерь составляют потери с продувоч-
ной водой. Продувка парогенераторов
необходима для поддержания концент-
рации солей, щелочи и кремниевой
кислоты в воде парогенераторов в пре-
делах, обеспечивающих их надежную
работу и должную чистоту пара. Для
возврата части воды и теплоты непре-
рывной продувки в цикл электростан-
ции применяют устройства, состоящие
из расширителей и охладителей про-
дувочной воды (рис. 4-10).
Количество выделяющегося в рас-
ширителе пара может составить до
30% расхода продувочной воды, ос-
тальная часть продувочной воды,
имеющая высокое солесодержание,
после использования части ее теплоты
в охладителе удаляется в канализа-
цию.
Внешние потери имеют место при
отпуске пара непосредственно из тур-
бин и парогенераторов, когда часть
конденсата этого пара не возвраща-
ется на ТЭЦ.
На ряде предприятий химической,
нефтяной, легкой и других отраслей
промышленности пар используется
непосредственно в технологическом
процессе или конденсат его загряз-
няется различными химическими со-
единениями; при этом потери конден-
сата пара, отпускаемого от ТЭЦ, мо-
гут составить более 70%. В среднем
для промышленных ТЭЦ внешние по-
тери конденсата по отношению к па-
ропроизводительности парогенерато-
ров составляют 20—30%.
Потери пара и воды в цикле элект-
ростанции должны восполняться до-
бавочной питательной водой для паро-
генераторов. Расход добавочной пи-
тательной воды определяется из вы-
ражения
D,.B = DBU + Dnp + DB,n9 (4-21)
где Dmi — внутристанционные потери
пара и воды на электростанции (без
потерь с продувкой); Dnp — потери
воды в виде дренажа из расширителей
продувки; DB п — внешние потери
конденсата у внешних потребителей.
Величина Dnp определяется по фор-
муле
Onp = PDn.nr, (4-22)
где Dn пг — расход продувочной воды
парогенераторов; р — доля проду-
66

вочной воды, отводимой в дренаж,
tp — энтальпия сухого насыщенного
пара в расширителе; fKf tp — энталь-
пии кипящей воды при давлении в па-
рогенераторе и расширителе.
Дополнительный расход теплоты
топлива на электростанции, вызы-
ваемый потерями пара и конденсата,
где 1ПГ, /пР, fв. к, /"д. в — энтальпии
пара после парогенератора, продувоч-
ной воды, конденсата пара, возвра-
щаемого на ТЭЦ от внешних потре-
бителей, добавочной воды; т)Цг —
к. п. д. парогенератора нетто.
В формуле (4-33) внутренние по-
тери пара и конденсата отнесены ус-
ловно к перегретому пару, поступаю-
щему из парогенераторов. Потери па-
ра и воды на ТЭС увеличивают рас-
ход электрической энергии на пита-
тельные насосы; вызываемый этим
дополнительный расход Чеп лоты топ-
лива, Вт, определяется по формуле
где DR в — количество добавочной во-
ды, кг/с; рп в — давление питатель-
ной воды за насосом, Па; р — плот-
ность воды, кг/м3; г]п н — к. п. д. пи-
тательного насоса, равный примерно
0,7—0,8; т]£эс — к. п. д. электростан-
ции нетто.
Снижение к. п. д. электростанции,
вызываемое потерями пара и конден-
сата, а также значительные затраты
на подготовку добавочной питатель-
ной воды определяют необходимость
осуществления следующих мероприя-
тий по уменьшению этих потерь: при-
менение более совершенных способов
подготовки добавочной питательной
воды, применение в барабанных паро-
генераторах ступенчатого испарения,
снижающего продувку, сбор чистого
конденсата от всех станционных по-
требителей, в том числе при пусках
агрегатов, максимально возможное
применение сварных соединений в
Рис. 4-10. Схема установки для использова-
ния части воды и теплоты непрерывной про-
дувки парогенераторов.
/ — расширитель непрерывной продувки низкого
давления; 2 — то же высокого давления; 3 —
барабан парогенератора; 4 — деаэратор; 5 —
подогреватели питательной воды; 6 — регулятор
давления; 7 — охладитель воды из сепараторов
непрерывной продувки; 8 — отбор пара низкого
давления; 9 — то • же повышенного давления;
10 — спуск воды в канализацию; // — вода из
химводоочистки.
трубопроводах и оборудовании в це-
лях уменьшения потерь пара и кон-
денсата через их неплотности; орга-
низация сбора и возврата на ТЭЦ
чистого конденсата от внешних по-
требителей.
4-7. ТРЕБОВАНИЯ К ПИТАТЕЛЬНОЙ
ВОДЕ ПАРОГЕНЕРАТОРОВ,
ПАРОПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ,
ИСПАРИТЕЛЕЙ И ДОБАВОЧНОЙ
ВОДЕ ТЕПЛОВОЙ СЕТИ
Одной из основных задач эксплуа-
тации паротурбинных электростан-
ций является организация их рацио-
нального водного режима, обеспечи-
вающего безнакипную работу паро-
генераторов, отсутствие загрязнений
проточной части турбин и конденса-
торов и защиту элементов оборудова-
ния электростанций от коррозии.
Эта задача решается сочетанием
теплотехнических мероприятий с над-
лежащей химической и термической
обработкой питательной воды и воды
в парогенераторах. Для надежной
работы паропреобразователей, испа-
рителей и системы еплоснабжения
необходима подготовка питательной
и подпиточной воды, исключающая
накипеобразование, шламовыделение
и коррозию в элементах системы.
67

Таблица 4-1
Качество питательной воды парогенераторов ТЭЦ
Показатели качества питательной воды
Сумма катионов всех растворенных со-
лей в пересчете на Na, мкг/кг
Жесткость общая, мкг-экв/кг
Кремниевая кислота в пересчете на Si02
Кислород, мкг/кг
Гидразин, мкг/кг
Рн
Аммиак, мкг/кг
Соединения железа в пересчете на Fe,
мкг/кг
Соединения меди в пересчете на Си,
мкг/кг
Сумма нитритов и нитратов, мкг/кг
Масла, мг/кг
Сульфит натрия, мг/кг
Барабанные парогенераторы
с естественной циркуляцией
при давлении, МПа
4-10
5
500*
<20
30—100
9,1 ±0,1
1000
50—100***
10—20
<г20****
<0,3
<2
более 10
<50
3
120
<ю
30—100
9,1 it 0,1
1000
20**
<5
<20
<0,3
—
Прямоточные
парогенераторы
всех давле-
ний*****
<5
<0,3
30
<Ю
20—60
9,1 ±0,1
800
<15
<7
—
Следы
—
* Начиная с давления 7,9 МПа.
** Начиная с давления более 14 МПа.
*** При работе на мазуте.
**** Начиная с давления 6,9 МПа.
***** При обезжелезивании и обессоливании конденсата турбин в размере 30—50% и подсосе
охлаждающей воды не более 0,006%.
Для обеспечения нормальной ра-
боты парогенераторов питательная
вода должна удовлетворять опреде-
ленным требованиям, зависящим от
конструкции парогенераторов и дав-
ления пара. Нормы качества пита-
тельной воды по Правилам техниче-
ской эксплуатации (ПТЭ) приведены
в табл. 4-1.
Как видно из табл. 4-1, в пита-
тельной воде регламентируется со--
держание солей, взвешенных веществ,
масла, кислорода, а также щелочность
воды.
С питательной водой в парогене-
раторы поступают соли кальция и
магния: Са (HC03)2, Mg (HC03)2,
CaS04, MgS04, СаС12, MgCl2, CaSi03,
MgSi03 и др., определяющие общую
жесткость воды, концентрация кото-
рых в воде парогенераторов увеличи-
вается по мере испарения воды и мо-
жет достигать предела насыщения, в
результате происходит выпадение ча-
сти этих солей, имеющих низкую рас-
творимость в виде накипи или шлама.
При определенных условиях эти соли
могут осаждаться на поверхностях
нагрева парогенератора в виде плот-
ной и малотеплопроводной наки-
пи.
Для современных парогенераторов,
работающих с большой тепловой на-
грузкой, отложения накипи недопу-
стимы, так как это может привести
к образованию отдулин й разрывов
экранных труб. Силикаты NaSi03,
Са (HSi03)2 и др., определяющие
кремнесодержание воды, растворя-
ются в паре высокого давления; унос
этих солей с паром загрязняет про-
точную часть турбин, что вызывает
ухудшение гидродинамических ха-
рактеристик ступеней турбин и сни-
жение т]0/. Повышенная щелочность
в парогенераторе вызывает вспенива-
ние воды и увеличивает унос солей
в пароперегреватель.
Значительные повреждения эле-
ментов оборудования электростанции
вызывают коррозионные процессы, в
результате которых снижается проч-
ность деталей оборудования и трубо-
проводов. Коррозия металла в ос-
новном вызывается содержащимися
в питательной воде парогенераторов
и подпиточной воде теплосети агрес-
сивными газами 02 и С02, которые
должны быть удалены из воды до
поступления ее в парогенераторы и
подогревательные установки тепло-
сети. При наличии в воде растворен-
68

ных 02 и СО^ коррозия железа опи-
сывается формулами:
Fe + 2С02 + 2Н20 = Fe(HC03)2 + Н2;
(4-25)
4Fe(HC03)2 + 02 + 2H20 =
= 4Fe(OH)3 + 8C02. (4-26)
В процессе реакции каждая моле-
кула кислорода переводит в продукт
коррозии четыре молекулы железа.
В оборудовании электростанции
может иметь место язвенная или рав-
номерная коррозия. Обычно оценка
стойкости металлов производится по
глубинному показателю скорости кор-
розии и определяется по десятибалль-
ной шкале. Стойкими металлами счи-
таются такие, при которых скорость
коррозии составляет 0,01—0,1 мм/год.
Допустимая скорость язвенной корро-
зии для труб парогенератора высокого
давления составляет 0,2—0,25 мм/год,
а для равномерной коррозии 0,08—
0,12 мм/год.
Зависимость скорости коррозии
стали от содержания кислорода в воде
показана на рис. 4-11. Как видно из
рисунка, скорость коррозии возрастает
с увеличением концентрации кисло-
рода в воде. При отсутствии в воде
С02 скорость кислородной коррозии
уменьшается почти в 3 раза. Корро-
зионная активность воды при содержа-
нии С02, но при отсутствии кислорода
значительно меньше. Пароводяная
коррозия металла существенно воз-
растает с повышением его температу-
ры, как видно из рис. 4-11.
По ПТЭ качество питательной воды
парогенераторов должно обеспечивать
требуемое качество воды в барабанных
парогенераторах и в прямоточных
парогенераторах с сепараторами при
размере продувки не выше 1% при
восполнении потерь воды дистилля-
том, 2% — при восполнении потерь
химически очищенной водой, 5% —
при безвозвратной отдаче значитель-
ного количества пара на производ-
ственные нужды. Эти условия обес-
печиваются и принятыми нормами ка-
чества питательной воды парогенера-
торов, приведенными в табл. 4-1.
Качество питательной воды для
паропреобразователей и испарителей
должно удовлетворять следующим
требованиям: жесткость общая менее
Рис. 4-11. Зависимость скорости коррозии:
стали от содержания кислорода в воде (а) и
железа от температуры растворенного ^ис-
лорода в воде (б) для замкнутой и открытой
систем.
30 мкг-экв/кг и только при солесо-
держании исходной воды более
2000 мг/кг — менее 75 мкг-экв/кг; со-
держание кислорода менее 30 мкг/кг
при отсутствии свободной углекисло-
ты.
Для обеспечения надежной и без-
аварийной работы системы теплоснаб-
жения подпиточная вода для тепло-
сетей не должна вызывать накипе-
образование и шламовыделение в се-
тевых подогревателях, теплогенера-
торах, трубопроводах и местных си-
стемах у потребителей, а также корро-
зию металла. При непосредственном
водоразборе (в открытых системах
теплоснабжения) подпиточная вода
должна отвечать всем санитарным
требованиям (в том числе по цветно-
сти, запаху), предъявляемым к тепло-
вой воде.
Согласно ПТЭ подпиточная вода
теплосетей должна удовлетворять сле-
дующим нормам: содержание кисло-
рода — менее 50 мкг/кг; при наличии
теплогенераторов — отсутствие С02.
При отсутствии теплогенераторов со-
держание С02 не нормируется;
жесткость карбонатная менее 700
69

мкг-экв/кг (при наличии теплогене-
раторов — менее 400 мкг-экв/кг); жест-
кость общая не более 50 мкг-экв/кг;
взвешенные вещества менее 5 мг/кг;
рН 7—9 (для закрытой системы).
4-8. СПОСОБЫ ПОДГОТОВКИ ВОДЫ
Общие сведения. В соответствии с
требованиями к питательной воде па-
рогенераторов, паропреобразователей,
испарителей и к подпиточной воде для
теплосети необходима предваритель-
ная обработка добавочной природной
воды (и конденсата), целью которой
является удаление механических при-
месей коллоидных веществ и молеку-
лярно-дисперсных примесей, солей и
газов из воды.
Способы обработки воды, приме-
няемые на паротурбинных электро-
станциях, указаны в табл. 4-2.
Химическая подготовка воды осу-
ществляется методом ионного обмена
путем фильтрования воды через слой
ионита. При этом используются ка-
теониты в N+- H+- и NHt-формах и
аниониты в ОН-форме (RNa; RH;
RNH4; ROH). Реакции ионного об-
мена протекают по уравнениям типа
2RNa + Са2+ ^ #2Са + 2Na+;
RH + Na+^±RNa + H+;
2RNH4 + Mg2+ ^ R2Mg + 2NH£;
ROH + Cl-^±RCl + OH-,
где R — комплекс катеонита или
анионита, нерастворимый в воде.
В процессе работы ионит насыща-
ется поглощенными из воды ионами.
Для восстановления обменной способ-
ности ионита производится его реге-
нерация — процесс, обратный основ-
ному, например при Na-катиониро-
вании:
R2Ca + /zNa+5:2#Na +
+ Ca+ + (/z-2)Na+,
где п — величина, учитывающая из-
быток регенерирующего вещества про-
тив стехиометрического его значения.
Технологические схемы катиони-
товых и анионитовых установок по-
Таблица 4-2
Способ обработки воды
Наименование
примесей
Способ обработки воды
Область применения
Механические при-
меси
Коллоидные веще-
ства
Накипеобразователи
Кремниевые соеди-
нения
Соли сильных и
слабых кислот
Газы:
кислород
углекислый газ
Отстаивание, каогуля-
ция, фильтрование
Коагуляция и филь-
трование
Химическое умягчение
Химическое обескрем-
нивание
Обессоливание химиче-
ское
Обессоливание терми-
ческое
Термическая дегазация
Термическая дегазация
и аэрация
Для воды, используемой во всех теп-
лоэнергетических установках при отсут-
ствии предварительной очистки воды от
механических примесей в системе водо-
снабжения
То же
Для умягчения добавки питательной
воды для барабанных парогенераторов
низкого и среднего давления, а также
подпиточной воды испарителей
Для подготовки добавки питательной
воды для барабанных парогенераторов
высокого давления
Для подготовки добавки питательной
воды для парогенераторов высокого да-
вления
Для подготовки добавочной питатель-
ной воды для парогенераторов высокого
и сверхвысокого давления
Для подготовки питательной воды для
парогенераторов всех типов и давлений
Для подготовки воды, поступающей
в паропреобразователи, испарители и по-
догревательные установки теплосети (до-
бавочной воды)
То же
70

Рис. 4-12. Схемы ионитовых установок.
а — Н — Na-катионитовая установка с параллель-
ным включением фильтров: / — Na-катионитовый
фильтр; 2 — Н-катионнтовый фильтр; 3 — декарбо-
низатор; 4 — перекачивающий насос; 5 — бак для
взрыхленияЫа-катионита; 6 — бак для раствора по-
варенной соли; 7—бак для взрыхления Н-кати-
онита; 8 — бак раствора кислоты; б — установка для
обессоливания и обескремнивания воды: / — ос-
ветлительный фильтр; 2 — Н-катионитовый фильтр
I ступени; 3 — слабоосновный фильтр I ступени;
4 — Н-катионитовый фильтр II ступени; 5 — де-
карбонизатор; 6 — сильноосновный фильтр II сту-
пени анионирования; 7 — Н-катионитовый фильтр
III ступени; 8 — сильноосновный фильтр III сту-
пени анионирования. в — варианты схем катио-
нитовых установок: / — подогреватель; 2 —
смеситель; 3 — осветлительныЙ фильтр; 4 — Na-
катионитовый фильтр I ступени;5 — Na-катио-
нитовый фильтр II ступени; 6 — декарбони-
затор; 7 — промежуточный бак; 8 — насос;
9 — Н-катионитовый фильтр; 10 — Na —Н-катио-
нитовый фильтр; // —- NH4-KaTHOHHTOBbifi фильтр
I ступени; 12 — NH4— Na-катионитовый фильтр 1
ступени; 13 — NH4-KaTHOHHTOBbifl фильтр II сту-
пени; 14 — NH4— Na-катионитовый фильтр II
ступени; 15 — сырая вода; 16 — пар; 17 — коа-
гулянт; 18 — серная кислота; 19 — едкий натр;
20 — обработанная вода; а, б п — варианты
схем.
казаны на рис. 4-12. Применение той
или иной технологической схемы под-
готовки определяется качеством ис-
ходной зоды, ее назначение — под-
готовка добавочной питательной воды
парогенераторов, восполнение сетевой
воды системы теплофикации, пита-
тельной воды паропреобразователей
и испарителей, а также характеристи-
кой оборудования, в частности на-
чальными параметрами пара пароге-
нераторов и их конструкцией.
Выбор одной из возможных систем
водоподготовки производится на ос-
нове технико-экономических расчетов.
Подготовка добавочной питатель-
ной воды для парогенераторов. На про-
мышленные электростанции вода
обычно поступает из общей системы
водоснабжения предприятия, в кото-
рой предварительно удаляются меха-
нические примеси путем отстаивания,
коагуляции и фильтрации воды.
Для подготовки добавочной пита-
тельной воды парогенераторов на
ТЭЦ рекомендуются следующие спо-
собы ее обработки. При начальном
давлении менее 9 МПа для умягчения
добавочной питательной воды для па-
рогенераторов и удаления накипеоб-
разователей применяется Na- и
NH4—Na-катионирование, а для об-
работки подпиточной воды теплосети
H-Na-катионирование. Для удаления
агрессивных газов из питательной
71

Рис. 4-13. Фильтры с выносной регенерацией
ФСД для обезжелезивания и обессоливания
конденсата турбин.
а — рабочий цикл; б — регенерация; в — от-
мывка предварительная; г — отмывка окончатель-
ная; / — исходный конденсат; 2 — смешенный
слой; 3 — фильтрат; 4 — резервуар для разделе-
ния ионитов; 5 — анионит; 6 — раствор H2S04;
7 — раствор NaOH; 8 — катионит; 9 — сброс.
Рис. 4-14. Схема установ-
ки для обезмасливания
пара.
/ — загрязненный пар; 2 — набивкоуловитель;
3 — механический маслоотделитель; 4 — паро-
промыватель; 5 — насос; 6 — осветлительный
фильтр.
воды парогенераторов всех давлений
и из подпиточной воды теплосети осу-
ществляется ее термическая деаэра-
ция. Остаточная жесткость воды при
указанных способах водоподготовки
снижается до 5 мкг-экв/кг, а содер-
жание кислорода до 10 мкг/кг.
На ТЭЦ при начальном давлении
пара 9 МПа и выше и преимуществен-
но отопительной нагрузке восполне-
ние питательной воды парогенерато-
ров должно производиться химически
обессоленной водой при суммарном
72
содержании ионов сильных кислот
(S04, CI, N03) в исходной воде
до 7 мг-экв/кг, а при более высоком
их содержании — дистиллятом испа-
рителей.
На электростанциях с начальным
давлением пара перед турбинами бо-
лее 13 МПа при восполнении потерь
конденсата дистиллятом испарителей
дополнительно применяется уста-
новка для химического обессоливания
добавочной воды.
На ТЭЦ при начальном давлении
пара перед турбинами 13 МПа и зна-
чительной отдаче пара на производ-
ство и малом возврате его конденсата
на ТЭЦ восполнение потерь конден-
сата производится обессоленной во-
дой.
Производительность систем водо-
очистки для ТЭЦ с отдачей пара на
производство принимается исходя из
восполнения внутристанционных по-
терь конденсата в размере 3% уста-
новленной паропроизводительности
парогенераторов, восполнения потерь
с продувочной водой и потерь конден-
сата пара на производстве. Произво-
дительность обессоливающей установ-
ки для ТЭЦ большой мощности с
барабанными парогенераторами при
преимущественно отопительной тепло-
вой нагрузке должна быть 25 т/ч
плюс 2% паропроизводительности
установленных парогенераторов.
Очистка турбинного конденсата.
Конденсат турбин содержит примеси
окислов железа, соли, а также газы,
получившиеся в результате окисле-
ния элементов парового тракта турбо-
установки, подсоса охлаждающей во-
ды, и воздуха в конденсаторе за счет
его неплотностей. Согласно ПТЭ общая
жесткость конденсата не должна пре-
вышать при начальном давлении пара
4—10 МПа 5 мгк-экв/кг, а при более
высоком давлении — 3 мкг-экв/кг при
содержании кислорода менее соответ-
ственно 50 и 20 мкг/кг.
В целях обеспечения указанных
норм качества конденсата на электро-
станциях с прямоточными парогене-
раторами и на одноконтурных АЗС
предусматривается обезжелезивание и
обескремнивание конденсата турбин,
а также удаление растворенных газов.
На электростанциях с барабанными
парогенераторами обессоливание кон-

денсата необходимо только при охлаж-
дении конденсаторов водой с общим
солесодержанием более 5000 мг/кг.
Для обессоливания конденсата могут
применяться более простые техноло-
гические установки, чем для обессоли-
вания природной добавочной воды,
так как концентрация в них примесей
существенно ниже (обычно общее соле-
содержание 1—20 мкг-экв/кг, содер-
жание кремния 0,03—0,1 мг/кг).
Для обессоливания конденсата
применяются преимущественно фильт-
ры смешанного действия (ФСД) с ре-
генерацией ионитов в корпусе фильт-
ров (рис. 4-13) либо с выносной реге-
нерацией. Продукты коррозии железа
и меди удаляются на 70—80%.
Очистка конденсата производст-
венных потребителей. Очистка загряз-
ненного маслом отработавшего пара
производится непосредственно у по-
требителей в специальных установках.
Схема такой установки показана на
рис. 4-14. Загрязненный пар подается
в уловитель сальниковой набивки и
поступает в механический пароочисти-
тель — емкость с удельной нагрузкой
3,5 т/ч на 1 м3 объема, скорость дви-
жения потока пара в котором 1—3 м/с.
В механическом пароочистителе со-
держание масла существенно снижа-
ется. Далее пар поступает в паропро-
мыватель, в котором проходит через
слой воды, в которую добавляется коа-
гулянт А1(ОН)3. В паропромывателе
удельная нагрузка зеркала испарения
составляет 400—500 м3/мг. После па-
ропромывателя содержание масла в
паре, подаваемом на ТЭЦ, составляет
3—5 мг/кг. Загрязненная маслом вода
насосом подается в осветлительный
фильтр, загруженный коксом или ант-
рацитом, и после ее очистки вновь по-
дается в паропромыватель.
На ТЭЦ конденсат пара дополни-
тельно очищается от масла. Схема
очистки конденсата от масла на
ТЭЦ следующая. Замасленный кон-
денсат поступает в бак-отстойник,
в котором скорость воды составляет
3-4 м/ч при нагрузке 2 т/ч на 1 м3
его объема. После отстойника насосом
конденсат подается в осветлительный
фильтр, загруженный слоем 1500 мм
частиц 1—2 мм антрацита или кокса.
Скорость фильтрования 5—10 м/ч.
После осветлительного фильтра кон-
денсат подается в сорбционные фильт-
ры с активированным углем с масло-
емкостью 15—20%, в которых ско-
рость фильтрования составляет 3—5
м/ч. Для устранения повышенной
жесткости после абсорбционных филь-
тров конденсат пропускается через
Na-катионитовые фильтры.
Испарительные установки. Терми-
ческая очистка воды, ее обессолива-
ние осуществляются в испарительных
установках. Принципиальная схема
одноступенчатой испарительной уста-
новки показана на рис. 4-15, а. Уста-
новка состоит из поверхностных тепло-
обменников, испарителей и конденса-
торов-охладителей вторичного пара.
Вода подается в поверхностный испа-
ритель, где происходят ее испарение
и образование вторичного пара за счет
Рис. 4-15. Схема испарительной установки.
а — одноступенчатая: / — испаритель; 2 — подогреватель питательной воды; 3 — конденсатор вто-
ричного пара; 4 — охладитель продувочной воды испарителя; б — многоступенчатая: / — испа-
ритель; 2 — подогреватель питательной воды; 3 — охладитель продувочной воды испарителя; 4 —
конденсатор вторичного пара.
73

теплоты греющего первичного пара.
Вторичный пар поступает в конден-
сатор испарителя, где конденсируется
при охлаждении его водой. В качестве
конденсаторов применяют регенера-
тивные подогреватели питательной во-
ды или включенные между ними спе-
циальные теплообменники.
При указанном качестве исходной
воды получаемый дистиллят испари-
телей практически не содержит солей:
сумма катионов всех солей в пере-
счете на Na менее 100 мкг/кг. Он ис-
пользуется в качестве добавочной воды
для парогенераторов высокого и
сверхвысокого давления.
Содержащиеся в исходной воде соли
концентрируются в испарителе и уда-
ляются с непрерывной продувкой.
В качестве первичного греющего пара
в испарителе используется пар из ре-
генеративных или регулируемых от-
боров турбин. Давление греющего па-
ра определяется условиями теплооб-
мена в испарителе. При конденсации
греющего пара и испарении воды сред-
ний температурный напор определя-
ется из выражения
А* = 0,9 ft-*8), (4-27)
где tlt t2 — температуры насыщения
первичного и вторичного пара; коэф-
фициент 0,9 учитывает повышенную
температуру гидравлического погра-
ничного слоя конденсата греющего
пара.
Значение Д/ определяется технико-
экономическим расчетом и обычно Д/
принимается не менее 12° С во избе-
жание чрезмерной площади поверх-
ности нагрева. Наибольшее значение
At равно 25—30° С при включении ис-
парителя между соседними регенера-
тивными отборами турбин.
Выход дистиллята на единицу рас-
хода первичного пара в испаритель-
ной установке можно увеличить, при-
меняя многоступенчатые испаритель-
ные установки, принципиальная схема
которых показана на рис. 4-15, б. В та-
ких установках вторичный пар из пре-
дыдущей ступени используется в ка-
честве греющего пара для последую-
щей ступени. Вода подается в первую
ступень испарения и далее в каждую
последующую ступень испарения
из предыдущей; применяются уста-
новки, в которых вода из первой сту-
пени параллельными потоками направ-
ляется в последующие. Качество ди-
стиллята при последовательной систе-
ме питания испарителей лучше, что
объясняется увеличением продувоч-
ной воды из каждой ступени.
При многоступенчатой испаритель-
ной установке к дистилляту последней
ступени добавляются потоки дистил-
лята, получаемые в предыдущих испа-
рителях. Суммарный выход дистилля-
та на единицу первичного пара из от-
бора турбин приближенно пропорцио-
нален числу ступеней испарительной
установки.
Испарительные установки приме-
няются на электростанциях при высо-
ких начальных параметрах пара более
9 МПа при содержании анионов силь-
ных кислот более 7 мкг-экв/кг для
восполнения всех потерь конденсата.
Производительность испарительной
установки на электростанциях без от-
дачи пара на производство принима-
ется равной 2% номинальной паро-
производительности парогенераторов.
При начальном давлении пара 13 МПа
и выше испарительные установки до-
полняются установкой для химическо-
го обессоливания воды.
На ТЭЦ без внешних потерь кон-
денсата устанавливают одно- и двух-
ступенчатые испарительные установки.
При значительных внешних потерях
конденсата применяют многоступен-
чатые испарительные установки с чис-
лом рабочих ступеней от трех до шести,
включаемых по схеме «замкнутого ти-
па» (рис. 4-15). В такой испаритель-
ной установке применяется последо-
вательное питание испарителей водой,
начиная со ступени повышенного дав-
ления вторичный пар из испарителей
конденсируется внутри установки в
подогревателях питательной воды ис-
парителей. Для замкнутой работы ис-
парительной установки требуется до
шести ступеней испарителей при пита-
нии их водой при температуре 20° С.
При меньшем числе ступеней или при
питании испарителей подогретой во-
дой не удается сконденсировать весь
вторичный пар и часть его приходится
конденсировать в регенеративных по-
догревателях турбин.
Расход первичного пара на испа-
рительную установку определяется
по формулам:
74

1) для одноступенчатого испари-
теля
2) для многоступенчатого испари-
теля
где п — число ступеней испарителя.
При параллельном питании испа-
рителей водой
При последовательном питании ис-
парителей водой
В формулах (4-28) — (4-29, a) t,\
ini> *2> *л2 — энтальпии первичного и
вторичного пара первого и я-го испа-
рителей; fnl, i2f in2 — энтальпии кон-
денсата первичного и вторичного пара
первого и я-го испарителей; in% в —
энтальпия питательной воды испари-
телей; Т1и = 0,96 -ь 0,98 — к. п. д. ис-
парительной установки, учитывающий
потери теплоты в окружающую среду;
аи> аип — продувка из первого и я-го
испарителей в долях выхода вторич-
ного пара.
Ориентировочно расход греющего
пара на 1 кг полезного дистиллята
при температуре питательной воды
15° С и давлении греющего пара
0,5 МПа составляет в одноступенчатой
испарительной установке 1,25 кг/кг,
в двухступенчатой 0,65 кг/кг и в трех-
ступенчатой 0,45 кг/кг.
Продувка испарителя определяет-
ся из уравнения баланса солей, исходя
из условий обеспечения норм качества
дистиллята испарителей. Продувка
испарителя в долях от количества вто-
ричного пара
где Си, С2, Сп> в — содержание соот-
ветствующих примесей в испаряемой
воде, вторичном паре и питательной
воде, мг/кг. Продувка испарителя без
учета незначительного содержания со-
лей во вторичном паре
Это выражение показывает, что ве-
личина продувки определяется отно-
шением солесодержания испаряемой
и питательной воды. Критическое со-
лесодержание воды в испарителе, при
котором наблюдается вспенивание и
загрязнение вторичного пара, зави-
сит от солевого состава воды и давле-
ния вторичного пара. Обычно солесо-
держание воды в испарителе допуска-
ется до 3700 мг/кг.
Практически при химической очи-
стке воды в катионитовых фильтрах
продувка составляет 8—12%.
Тепловой баланс конденсатора ис-
парителя
где D2, GK — расход вторичного пара
и расход воды через конденсатор; i2 —
энтальпия вторичного пара; II — эн-
тальпия конденсата вторичного пара;
Д/"к — приращение энтальпии воды,
проходящей через конденсатор.
Необходимая площадь поверх-
ности испарителя определяется из вы-
ражения
где Dx — расход первичного пара; i\%
ix — энтальпия первичного пара и
его конденсата; Д/ — средняя раз-
ность температур первичного и вто-
ричного пара; к — коэффициент тепло-
передачи от греющего пара к испаряе-
мой воде. При определении значения
к коэффициент теплоотдачи конденси-
рующегося пара к трубкам испарите-
ля определяется по (4-19) или (4-20).
Учитывая малое паросодержание
в воде, циркулирующей в трубках
испарителя, с достаточной точностью
значение а2 может быть определено
по формуле
где % — коэффициент теплопровод-
ности воды; d — диаметр трубки ис-
парителя; Ct — температурная поправ-
ка;
динами-
75

Рис. 4-16. Вертикальный испаритель.
/ — нижняя часть корпуса; 2 — верхняя часть
корпуса; 3 — патрубок ввода греющего пара;
4 — выходной патрубок вторичного пара; 5 —
сепаратор; 6 — греющие трубы; 7 — нижний лаз;
8 — боковой лаз; 9 — труба отвода воды из сепа-
ратора; 10 — труба подвода питательной воды;
// — труба подвода пара при пуске испарителя;
12 — опоры; 13 — труба отвода конденсата; 14 —
водоуказательное стекло; 15 — водоуказательное
стекло конденсата греющего пара; 16 — успокои-
тельная перегородка; 17 — предохранительный
клапан.
Рис. 4-17. Схема включения газового испа-
рителя.
/ — газовый испаритель; 2 — конденсатор; 3 —
воздухоподогреватель; 4 — вентилятор.
76
ческая вязкость воды при средней тем-
пературе жидкости и температуре
стенки.
В настоящее время применяются
главным образом вертикальные водо-
трубные испарители с естественной
циркуляцией (рис. 4-16). Трубная
система подвешена внутри корпуса,
вода циркулирует по трубкам, а пер-
вичный пар омывает их снаружи.
Продувка испарителя осуществля-
ется из верхней части водяного объема,
а отвод вторичного пара после сепа-
ратора — через штуцер, расположен-
ный в верхней части корпуса.
Промышленностью выпускаются
испарители паропроизводительностью
от 8 до 21 т/ч вторичного пара, пло-
щадью поверхности нагрева от 120
до 580 м2 со шкалой давления первич-
ного пара от 0,49 до 1,37 МПа при ко-
нечном давлении вторичного пара мно-
гоступенчатой испарительной уста-
новки 0,12 и 0,96 МПа.
Термическая очистка воды, исполь-
зуемой для восполнения потерь кон-
денсата, может быть осуществлена пу-
тем ее испарения в газовых испарите-
лях и последующей конденсации по-
лученного пара. В качестве греющего
теплоносителя в этих испарителях ис-
пользуют уходящие из парогенератора
продукты сгорания. Питательной во-
дой служит химически очищенная во-
да. Возможно применение газотруб-
ных и прямоточных водотрубных ис-
парителей. Образующийся в испари-
теле пар с давлением 0,11—0,12 МПа
конденсируется в калорифере, где он
охлаждается воздухом, идущим в воз-
духоподогреватель парогенератора
(рис. 4-17).
Подогрев воздуха, поступающего
в воздухоподогреватель, паром от га-
зового испарителя увеличивает реге-
нерацию тепла продуктов сгорания в
парогенераторе и способствует защите
воздухоподогревателя от коррозии.
При значительном содержании окис-
лов серы в продуктах сгорания и при
низкой температуре воды, поступаю-
щей в испаритель, возникает опас-
ность интенсивной коррозии испари-
теля.
Удаление растворенных газов из
воды. Удаление из воды растворенных
газов основано на принципах десорб-
ции газов из воды и химического свя-

зывания газов с превращением их
в безвредные примеси. На электро-
станциях удаление основной массы
агрессивных газов 02 и С02 из пита-
тельной воды парогенераторов, паро-
преобразователей, испарителей, а
также из добавочной сетевой воды си-
стем теплоснабжения осуществляется
термическим путем за счет десорбции
газов. Термическая деаэрация осно-
вана на уменьшении растворимости
газов в воде с повышением ее темпера-
туры вследствие уменьшения парци-
ального давления газов над водой.
По закону Генри
Ср = г|)/7, (4-34)
где Ср — максимальное количество
газа, которое может быть растворено
в воде, называемое часто равновесной
концентрацией газа, мг/кг; р — пар-
циальное давление данного газа над
водой, Па; я|э — коэффициент массо-
вой растворимости, мг/(кг-Па).
Парциальное давление газа над
водой> соответствующее действитель-
ному количеству растворенного га-
за, — равновесное давление опреде-
ляется по формуле
где Сд — действительное массовое ко-
личество растворенного газа в воде,
мг/кг.
Если парциальное давление газа
над водой выше равновесного давле-
ния /?д > /7Р, происходит абсорбция
газа водой — растворение газа в воде.
Если /7Д < /7р, происходит десорбция
газа из воды, т. е. выделение газа из
воды.
В термических деаэраторах вода
находится в контакте с газопаровой
смесью. Парциальное давление со-
ставляющих газопаровой смеси опре-
деляется по формуле
где рс — суммарное давление смеси;
Ret Rt — газовая постоянная смеси
и данного газа; gt — относительная
масса данного газа в смеси, т. е. Gi/Gc.
Газовая постоянная смеси
Яс = Ейй-
Разность равновесного парциаль-
ного и действительного парциального
давлений газа Ар = рр — pi является
движущей силой термической деаэра-
ции.
Для глубокой дегазации необхо-
димо, чтобы действительное парциаль-
ное давление удаляемого газа р( в под-
водимом к деаэратору греющем паре
был.о минимальным.
Зависимость содержания газов в
воде от температуры и давления по-
казана на рис. 4-18.
Из графика видно, что для практи-
чески полного удаления газов из воды
необходимо ее нагреть до температуры
насыщения, соответствующей данному
давлению. При этом удаляются 02 и
С02, выделяющиеся при разложении
растворенного в воде бикарбоната нат-
рия, а также пары аммиака. Деаэра-
ция воды осуществляется в специаль-
ных устройствах — деаэраторах, в ко-
торых взаимодействие между греющим
паром и обрабатываемой водой может
быть организовано путем распределе-
ния воды в паровой среде или распре-
деления пара в потоке жидкости.
Первый способ взаимодействия осу-
ществляется в струйных, пленочных
и капельных аппаратах, второй —
в барботажных аппаратах. Подогрев
воды в деаэраторах на электростан-
циях обычно производится паром из
отбора турбин. Деаэраторы для дега-
зации питательной воды одновремен-
но являются смешивающими подогре-
вателями в регенеративной системе
турбоустановок и обычно выполняют-
ся с распределением воды в паровой
среде.
Конструкция деаэратора питатель-
ной воды показана на рис. 4-19. Кон-
струкция деаэратора определяется тре-
бованиями активного протекания про-
цесса десорбции растворенных газов
из воды при нагреве ее путем сопри-
косновения с паром. Диффузия газов
через значительный слой воды про-
исходит медленно, поэтому для интен-
сивного их выделения необходимо
создать тонкие слои или капли деаэри-
руемой воды. При этом увеличивается
поверхность воды, контактирующая
с паром, через которую выделяются
газы.
Деаэратор выполняется в виде вер-
тикальной цилиндрической колонки,
внутри которой размещаются устрой-
ства, служащие для разделения обще-
77

го потока воды на отдельные струи и
пленки и придания потоку пара нуж-
ного направления. Вода подается в
верхнюю часть деаэраторной колонки
и через распределительное устройство
на верхнюю горизонтальную тарелку
с концентрически размещенными по
поверхности отверстиями размером
3—5 мм. Через эти отверстия вода па-
дает в виде дождя на следующие ана-
логично выполненные тарелки. По
высоте колонки устанавливается 4—8
тарелок. Пар подводится в ниж-
нюю часть колонки через распреде-
литель; поднимаясь вверх, он пере-
секает водяные струи, отдает им теп-
лоту и конденсируется. Газы, выде-
ленные из воды, переходят в паровой
поток и с остатком несконденсирован-
ного пара удаляются через верхний
штуцер деаэраторной колонки. Деаэри-
рованная вода собирается в бак-акку-
мулятор, расположенный под колон-
кой. Для равномерного прогрева по-
токов воды, поступающих в деаэратор
с разной температурой, подвод ее осу-
ществляется через штуцера, располо-
женные на разной высоте колонки.
Чем ниже температура воды, тем вы-
Рис. 4-18. Зависимость содержания газов,
растворенных в воде, от температуры и дав-
ления.
а — кислорода; б — углекислоты.
78
ше должно быть расположено место
ее подвода. Эффективность работы
деаэратора существенно зависит от
температуры подводимой воды, гид-
равлической нагрузки и равномерно-
сти распределения потока пара по се-
чению деаэратора. Повышение темпе-
ратуры воды уменьшает ее вязкость
и поверхностное натяжение вследствие
чего возрастает скорость диффузии
кислорода. Увеличение расхода воды
и пара за счет их динамического взаи-
модействия улучшает Дробление стру-
ек воды, что интенсифицирует тепло-
и массообмен.
Равномерная по сечению тепловая
нагрузка обеспечивает должный про-
грев всей массы воды. Все это способ-
ствует уменьшению остаточного со-
держания кислорода, т. е. улучше-
нию ее деаэрации. Целесообразно при-
менение дополнительного барботаж-
ного подвода пара под уровень деаэри-
руемой воды в баке, что способствует
дополнительному выделению газов из
воды, особенно С02, выделяющемуся
при разложении бикарбонатов. Для
обеспечения необходимой десорбции
газов необходимо поддерживать не-
который минимальный выпар из де-
аэратора, равный примерно 2 кг пара
на 1 т воды. Для деаэрации воды со
значительным содержанием солей
жесткости или механических приме-
сей, в частности для деаэрации под-
питочной воды в открытых системах
теплоснабжения, применяются также
пленочные деаэраторы, в которых ис-
ключено забивание сит, наблюдаемое
в деаэраторах, конструкция которых
приведена на рис. 4-19. Деаэраторы
разделяются на атмосферные с давле-
нием 0,11—0,13 МПа, повышенного
давления 0,6 —0,7 МПа и вакуумные
с давлением 0,05 МПа и ниже.
Атмосферные деаэраторы приме-
няются для деаэрации питательной
воды на электростанциях с начальны-
ми параметрами пара 3,93 МПа, 450° С,
а также для деаэрации воды, идущей
на паропреобразователи, испарители
и подпитку закрытых систем тепло-
снабжения.
Для деаэрации питательной воды
парогенераторов при начальных па-
раметрах более 9,8 МПа, 535° С и
температуре регенеративного подогре-
ва воды более 200° С преимущественно

Рис. 4-19. Деаэратор смешивающего типа.
/ — корпус головки деаэратора; 2 — бак деаэрированной воды: 3 — распределительные сита; 4 —
главный распределитель воды; 5 — распределитель пара; 6 — регулятор давления; 7 •— патрубок
для удаления газов; 8 — регулятор питания; 9 — отвод воды из бака; 10 — водомерное стекло; // —
гидравлический затвор.
используются деаэраторы повышенно-
го давления, что позволяет уменьшать
число поверхностных регенеративных
подогревателей высокого давления.
Вакуумные деаэраторы применяют
для деаэрации подпиточной воды в от-
крытых системах теплоснабжения.
В таких деаэраторах осуществляют
двухступенчатую дегазацию воды —
струйную и барботажную.
Удаление газов из питательной во-
ды может быть осуществлено также
в конденсаторах турбин. При этой
системе добавляемая химически очи-
щенная или обессоленная вода в ко-
личестве 10—15% номинальной па-
ровой нагрузки конденсатора подает-
ся через барботажное устройство под
уровень воды в конденсаторе. Невысо-
кое парциальное давление газов над
поверхностью воды в паровом про-
странстве конденсатора при глубоком
вакууме обеспечивает эффективную
десорбцию газов, растворенных в воде.
При этом к конденсатору предъявля-
ется требование повышенной газоплот-
ности, так как присосы воздуха в кон-
денсатор повышают содержание кисло-
рода в воде. В качестве дополнения
к термической деаэрации для полного
связывания остатков растворенного в
воде кислорода на электростанциях ис-
пользуется химическое обескислоро-
живание. В качестве восстановителей
при этом применяются сульфит натрия.
(Ыа2503)гидразинсульфат(Ы2Н4Н2504)
и гидразингидрат (N2H4H20). Реак-
ция связывания кислорода при добав-
ке к питательной воде сульфита нат-
рия или гидразингидрата:
2Na2S03 + 02 -+- 2NaS04;
N2H4 + 02-^N2 + 2H20.
Сульфитирование обычно приме-
няется для дообработки воды для паро-
генераторов среднего давления, гидра-
зинсульфат и гидразингидрат — для
барабанных парогенераторов высокого
давления. Дозировка реагентов уста-
навливается, исходя из остаточного
содержания в деаэрированной воде
кислорода, окислов железа и меди.
79
^,^^^4^ Холодный
т ™&С^^—НЗЗ-Н^Г'^п Дел jm конденсат
\ |^ ГПГГ Горячий
Л НИ 11ч в
* л ^r^#^i^ Л\
Жшулм\ II _^£^^Ж грЦФ-
rffffr / I г "ш Jl V^ r
/ wv l! Химически очиш,еньая\ Y
шК»\г~^——¥-—^^i^y
у В дренажные баки

ГЛАВА ПЯТАЯ
ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ ПАРОТУРБИННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
И ИХ РАСЧЕТ
5-1. ТЕПЛОВАЯ СХЕМА ТЭС
Тепловой схемой называют услов-
ное изображение взаимного располо-
жения агрегатов и аппаратов электро-
станции, участвующих в технологи-
ческом процессе выработки электро-
энергии и теплоты.
Различают принципиальную и пол-
ную тепловые схемы станции. Прин-
ципиальная схема должна наглядно
показывать взаимную связь основных
элементов электростанции, направле-
ние, параметры и расходы потоков
рабочего тела в узловых точках теп-
ловой схемы. Значения расходов обыч-
но наносятся на принципиальную схе-
му после проведения расчета, т. е. пос-
ле решения уравнений материальных
и тепловых балансов узлов, агрега-
тов и аппаратов, составляющих схему.
На принципиальной схеме не пока-
зывается однотипное оборудование,
расходы и параметры которого иден-
тичны ранее рассмотренному, не по-
казывается резервное оборудование,
резервные магистрали, а также обо-
рудование, не влияющее на тепловой
баланс, например фильтры водоочист-
ки, сборные баки и пр. Пример прин-
ципиальной тепловой схемы. электро-
станции с турбинами ПТ-60-130 был
приведен на рис. 3-4.
Принципиальная тепловая схема
станции для стандартных турбин и
парогенераторов СССР имеет в основе
своей типовые заводские решения по
паротурбинному агрегату, т. е. за-
дано: число отборов, число подогре-
вателей, место включения деаэратора,
место установки питательного насоса
и другие детали схемы. При разра-
ботке принципиальных схем новых
типов турбин обычно проводятся пол-
ные исследования по рациональному
выбору отдельных элементов и всей
схемы в целом. При этом стремление
к максимальной экономии теплоты в
схеме станции должно отвечать усло-
вию минимума приведенных затрат
при обеспечении максимальной надеж-
ности работы оборудования станции.
Обычно при составлении тепловой
схемы для нового типа турбины ре-
шаются следующие основные задачи:
1) регенеративный подогрев пита-
тельной воды до оптимальной темпе-
ратуры, определяемой на основе тех-
нико-экономического расчета;
2) удаление агрессивных газов из
потоков питательной, химически очи-
щенной, сетевой, подпиточной воды
и конденсата;
3) восполнение потерь рабочего те-
ла в основном цикле и вспомогатель-
ных установках для поддержания вод-
ного режима всей электростанции и
отдельных аппаратов и агрегатов ее
в соответствии с требованиями ПТЭ;
4) выбор вида и параметров тепло-
носителя и оптимальной схемы отпус-
ка теплоты внешнему тепловому потре-
бителю;
5) рациональное использование
вторичных потоков пара, горячей во-
ды в тепловой схеме станции;
6) рациональное использование
вторичных (побочных) энергетических
ресурсов промышленных предприятий
в тепловой схеме станции.
При составлении тепловой схемы
следует руководствоваться принципом
сокращения необратимых потерь во
всех элементах. Для сокращения не-
обратимых потерь приходится обычно
увеличивать площади поверхности ап-
паратов, что должно быть оправдано
получаемой экономией теплоты, а сле-
довательно, стоимостью сэкономлен-
ного топлива в пределах нормативного
срока окупаемости дополнительных
капитальных и эксплуатационных за-
трат на станцию. Таким образом, кри-
терием оптимизации во всех случаях
является минимум приведенных за-
трат для народного хозяйства страны.
При составлении типовой схемы для
нового типа турбин обычно приходится
рассматривать много вариантов, часто
отличающихся по экономическим по-
казателям на десятые доли процента.
Для современных новых типов
турбин большой мощности задача со-
ставления и оптимизации тепловой
схемы обычно решается с использова-
нием ЭВМ. При использовании стан-
80

дартных турбоустановок практически
заводом-изготовителем решены первые
две задачи из перечисленных выше:
регенеративная система и деаэратор
поставляются с турбиной. Задачи ути-
лизации тепловых отходов и вторич-
ных энергоресурсов вместе с выбором
рационального способа восполнения
потерь рабочего тела, а также вида,
параметров и схемы отпуска теплоты
решаются каждый раз отдельно для
данных местных условий и индиви-
дуальных требований тепловых по-
требителей. Рациональная схема от-
пуска теплоты должна обеспечивать
при одинаковой надежности тепло-
снабжения максимальную комбини-
рованную выработку электроэнергии
на базе отпускаемой теплоты, и по-
этому она во многом определяет эко-
номию топлива при работе ТЭЦ в энер-
госистеме. Важное значение при раз-
работке тепловой схемы имеет обеспе-
чение надежной работы оборудования
станции в переменных условиях ра-
боты, особенно при малых тепловых
и электрических нагрузках. Особо
выделяется в этих условиях надежная
работа деаэраторов, системы регене-
ративного подогрева, теплоподгото-
вительных установок. Большое зна-
чение при составлении тепловой схемы
расширяемой станции имеет связь ее
с существующей схемой, вопросы ре-
зерва, надежности, ремонта и обеспе-
чения новых и существующих тепло-
вых потребителей.
5-2. МЕТОДИКА РАСЧЕТА
ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ
СХЕМЫ
Задачей расчета тепловой схемы
является определение параметров,
расходов и направлений потоков ра-
бочего тела в агрегатах и узлах, а
также общего расхода пара, электри-
ческой мощности и показателей теп-
ловой экономичности станции. Име-
ются два метода расчета тепловой
схемы;
1) метод составления и решения
балансовых уравнений [49];
2) метод последовательных при-
ближений, основанный на предвари-
тельной оценке расхода пара на тур-
бину с последующим его уточнением
или нахождением его с помощью диаг-
раммы режимов или расчета.
В настоящее время основное при-
менение, особенно при использовании
для расчета ЭВМ, находит метод по-
следовательных приближений, кото-
рый и приводится в настоящем учеб-
нике.
Последовательность расчета прин-
ципиальной тепловой схемы состоит
из нескольких этапов:
/ этап — построение процесса рас-
ширения пара в проточной части тур-
бины для определения энтальпий пара
в точках отборов пара из турбины.
Обычно для целей построения про-
цесса используются данные испыта-
ний проточной части, а для новых
типов турбин данные газодинамиче-
ского расчета проточной части. В слу-
чае отсутствия исходных данных по
внутренним относительным к. п. д.
проточной части приходится по ана-
логии с существующими типами ори-
ентироваться на средние значения
этих к. п. д. по отдельным отсекам или
по цилиндрам высокого, среднего и
низкого давления. Иногда такое пост-
роение процесса расширения пара по
средним к. п. д. ведется между отсе-
ками регулируемых отборов турбины.
Пример такого процесса расширения
пара для турбины ПТ-135/165-130
приведен ниже.
// этап — предварительный рас-
чет или оценка расхода пара на тур-
бину. Для стандартных типов турбин
рекомендуется определять расход па-
ра по заводским диаграммам режимов,
если известны электрическая мощ-
ность и расход пара к внешним тепло-
вым потребителям из регулируемых
отборов турбины. Обычно расчет теп-
ловой схемы выполняется для несколь-
ких характерных режимов работы, за-
висящих от вида тепловой нагрузки
потребителей, от графика работы стан-
ции в энергосистеме и от климатиче-
ских условий района. Для технологи-
ческой тепловой нагрузки обычно ха-
рактерным режимом является макси-
мальный зимний режим, т. е. макси-
мальный расход пара на технологи-
ческие нужды при номинальной или
максимальной электрической мощно-
сти турбогенератора. Вторым харак-
терным режимом для этого типа тур-
бин является минимальный летний
оз.

режим с минимальным расходом пара
на технологические нужды и с номи-
нальной или минимальной электри-
ческой мощностью.
Для более подробного анализа ра-
боты станции часто приходится анали-
зировать ночные режимы работы с ми-
нимальными электрическими и тепло-
выми нагрузками. Для теплофикаци-
онных турбин характерными являют-
ся три режима: максимальный зимний,
средний зимний и летний режим со
средней нагрузкой горячего водоснаб-
жения. Для турбин Т-100-130 и
Т-175-130 интерес представляет ре-
жим при максимальных теплофика-
ционных отборах турбин. Включение
трубного пучка в конденсаторе дает
возможность сократить потери тепло-
ты в конденсаторе турбины, исклю-
чить расход электроэнергии на рабо-
ту циркуляционных насосов и полу-
чить дополнительно от турбин от 10
до 35 МВт теплоты на базе потока пара,
проходящего в конденсатор турбины.
При этом режиме последние ступени
турбины работают при повышенном
давлении в конденсаторе, так как в
трубный пучок подается обратная се-
тевая вода при температуре 50—70° С.
При этом необходимо учесть снижение
внутреннего относительного к. п. д.
последних ступеней турбины, а также
изменения в работе сетевых подогре-
вателей турбины в связи с подогревом
сетевой воды в трубном пучке. Необ-
ходимые данные для расчета могут
быть получены на основе промышлен-
ных испытаний турбин с включенным
трубным пучком в конденсаторе. При
проектировании новых типов турбин
приходится предварительно опреде-
лять расход пара по аналитическим
формулам; например, для турбины с
двумя регулируемыми отборами с уче-
том коэффициента регенерации — по
формуле
где йрег — коэффициент регенерации,
учитывающий увеличение расхода па-
ра на турбину из-за регенеративных
отборов, feper ^ 1; DOT — расход из
отопительного отбора на внешнее теп-
ловое потребление в рассчитываемом
режиме; Dnp — расход из промыш-
ленного отбора на внешнее тепловое
потребление в рассматриваемом ре-
жиме работы.
Определение расхода пара по фор-
муле (5-1) обычно менее точно, чем
по диаграммам режимов турбин. Этой
формулой пользуются при проекти-
ровании новых турбин и при инженер-
ных расчетах, получая результат с по-
грешностью не более 1—2%, что при
методе последовательных приближе-
ний вполне приемлемо.
При использовании диаграмм ре-
жимов или формулы (5-1) для опреде-
ления расхода пара необходимо знать
расходы и параметры внешних тепло-
вых потребителей для выбранного ре-
жима работы турбины. Поэтому рас-
чет установок по отпуску тепла внеш-
ним тепловым потребителям должен
предшествовать определению расхода
пара на турбину.
/// этап — составление уравне-
ний тепловых и материальных балан-
сов для основных узлов и аппаратов
тепловой схемы. Составление тепло-
вых и материальных балансов начи-
нают с парогенератора и продолжают
против хода питательной воды после-
довательно для всех ПВД, что связано
с направлением потоков дренажа кон-
денсата греющего пара регенератив-
ных отборов турбины от всех подогре-
вателей высокого давления (ПВД) к
деаэратору — каскадный слив.
Для деаэратора составляется ма-
териальный и тепловой балансы всей
турбоустановки для уточнения доба-
вочных потоков рабочего тела и опре-
деления расхода пара на деаэратор
и основного конденсата, поступающе-
го от подогревателей низкого давле-
ния (ПНД). При составлении тепловых
балансов искомыми величинами обыч-
но являются расходы пара в регене-
ративные отборы для заданного ре-
жима работы установки. При ручном
счете с помощью логарифмической
линейки можно считать достаточной
точность до третьего знака. Даже с ис-
пользованием цифровой ЭВМ точность
более 0,4 т/ч, или 0,1 кг/с, не требу-
ется, так как потоки пара на лабиринт-
ные уплотнения, собственные нужды
турбинного цеха, утечки внутри стан-
ции и т. д. оцениваются предваритель-
но с точностью не выше 0,1 кг/с. Ана-
логично точность до 0,5 кДж/кг при
82

оценке энтальпий является вполне
достаточной, так как процесс в £,
s-диаграмме строится обычно с такой
же или даже меньшей точностью (в за-
висимости от масштаба диаграммы).
После решения материального и
теплового баланса деаэратора состав-
ляются и решаются тепловые балансы
ПНД. Затем определяются по мате-
риальному балансу поток пара, посту-
пающий в конденсатор.
При расчете регенеративных подо-
гревателей следует учитывать потери
давления в линиях отборов от турбин
до подогревателя и потери теплоты
через наружную поверхность тепло-
обменников. В связи с трудностью
оценки этих потерь без точного ука-
зания длины паропроводов отбора
обычно потери давления в них оце-
нивают в размере 10—12% давления
в камере отбора турбины. Иногда
учитывают их надбавкой 1—3° С к не-
догреву в поверхностных подогрева-
телях.
Потери теплоты в окружающую
среду с учетом изоляции горячих по-
верхностей теплообменников (/ >
> 50° С) принимают в размере 1—2%
расхода теплоты в них. Для этого при
расчете умножают расход теплоты
греющей среды на к. п. д. теплооб-
менника г)то = 0,98 ч- 0,99.
IV этап — проверка принятого
ранее расхода пара путем сложения
всех отборов пара из турбины с рас-
ходом пара, идущего в конденсатор:
п
Dr = DK + ^ Dj + D0T + Dnp) (5-2)
П
где ^] Dj — сумма регенеративных от-
/=i
боров — от 1-го до /г-го отборов; DK —
расход пара в конденсатор тур-
бины.
Полученное по расчету значениеD'T
должно совпадать с принятым предва-
рительно значением DT, расхождение
допускается при ручном счете — после
третьей значащей цифры, на цифровой
ЭВМ — меньше 0,1 кг/с. В случае
больших расхождений необходимо
искать ошибки в расчете.
V этап — определение электри-
ческой мощности, кВт, развиваемой
турбогенератором в принятом для рас-
чета режиме:
где Н( — использованный перепад в
турбине при расширении пара от на-
чальных параметров до давления в
конденсаторе; Щ— использованное
теплопадение для /-го регенератив-
ного отбора; /гот — использованное
теплопадение для отопительного от-
бора; /гпр — использованное теплопа-
дение для промышленного отбора.
Если полученная по расчету мощ-
ность Л/эр отличается от заданной мощ-
ности для этого режима NB, то следует
определить:
Значение ДМ считается допусти-
мым, если оно не превосходит 1%.
Это расхождение означает, что приня-
тый предварительно расход пара на
турбину больше или меньше расхода,
отвечающего заданной мощности N9.
Если расхождение превышает требуе-
мое значение, следует повторить рас-
чет схемы, начиная с III этапа, введя
поправку к предварительно принятому
расходу пара на турбину, кг/с:
Новый расход пара на турбину
соответственно больше или меньше
ранее принятого в зависимости от того,
меньше или больше полученная по рас-
чету мощность турбогенератора N9p.
Если повторный расчет не позволяет
войти в требуемые пределы по AN,
то операция приближения повторяется
заново. Обычно бывает достаточным
второе приближение даже при жест-
ких требованиях к пределам по AN.
После того, как требуемые условия
по AN удовлетворены, приступают к
завершающему этапу расчета.
VI этап — определение показате-
лей тепловой экономичности турбин-
ной установки. Обычно требуется оп-
ределить удельные расходы теплоты
и топлива на выработку и отпуск элек-
83

троэнергии и теплоты внешним потре-
бителям. Определение показателей
тепловой экономичности рассмотрено
в гл. 1.
Ниже рассмотрены примеры рас-
чета тепловых схем электростанций
для различного типа турбин.
5-3. ПРИМЕР РАСЧЕТА
ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ
СТАНЦИИ С ТУРБИНАМИ
ПТ-135/165-130/15
Задание, рассчитать принципиальную
схему тепловой электростанции с турбиной
ПТ-135/165-130/15.
Исходные данные:
1. Электрическая мощность турбины
/V9=135 МВт.
2. Начальные параметры пара:
р0= 12,75 МПа;
tQ = 565° С* ((0 = 3500 кДж/кг).
3. Давление в конденсаторе турбины
рк = 2,94 кПа.
4. Давление регулируемых отборов па-
ра:
промышленного рпр==:Ь47 МПа;
верхнего отопительного рот£ =
= 0,1176 МПа;
нижнего отопительного (нерегулируе-
мого) Рот2 = 0,0638 МПа.
5. Схема отпуска теплоты с ТЭЦ:
* В настоящее время температура ост-
рого пара перед стопорным клапаном тур-
бины временного снижения до /0 = 555°С.
а) технологический пар из промыш-
ленного отбора с £>Пр = 89 кг/с (320 т/ч).
Конденсат пара на ТЭц возвращается пол-
ностью; температура возвращаемого конден-
сата /в.к= 100° С;
б) горячая вода на отопление и ком-
мунально-бытовые нужды. Теплофикацион-
ная установка на ТЭЦ включает в себя два
сетевых подогревателя и пиковый водогрей-
ный котел. Количество отпускаемой теплоты
с ТЭЦ Q^KC = 233 МВт (200 Гкал/ч).
6. Температурный график сети в рас-
четном режиме тп/т0= 150/48° С.
7. Тип парогенераторов —барабанный.
8. Параметры пара: рпг — 13,72 МПа;
/ПГ = 570°С
9. Температура питательной воды tn, B=
= 232° С.
10. Коэффициент продувки парогенера-
тора апр=1,5%£>£Р, где D^~расход пара
из парогенератора (брутто).
11. Схема использования теплоты проду-
вочной воды парогенераторов: двухступен-
чатый сепаратор и подогрев химически очи-
щенной воды в поверхностном теплообмен-
нике.
12. Коэффициент расхода пара на собст-
венные нужды котельного отделения ас* ° =
= 1,2% D|Jr, где D^r — расход пара из
парогенератора (нетто).
13. Внутристанционные потери конден-
сата (условно принять из деаэратора) аут =
= 1,3%DT.
14. Число отборов пара на регенерацию
(включая регулируемые) — 7.
15. Давление в деаэраторе рА =
= 0,588 МПа.
16. Схема приготовления добавочной
воды парогенератора —химводоочистка. Вос-
полнение потерь конденсата осуществляется
в конденсаторе турбины.
Рис. 5-1. Принципиальная тепловая схема электростанции с турбиной ПТ-135/165-130/15.
84

Таблица 5*1
Таблица параметров основных элементов схемы
Наименование величин
Давление отборного па-
Энтальпия пара,
Давление в подогрева-
Энтальпия конденсата
греющего пара, кДж/кг
Энтальпия воды на вы-
Энтальпия воды на вхо-
Энтальпия дренажа па-
Использованный тепло-
перепад потока пара,
кДж/кг
пвщ
3,30
3190
3,04
Ю10
1001,6
907,6
949,5
310
j ПВД2
2,238
3100
2,06
916
907,6
815,6
857,5
[400
ПВДЗ]\
1,47
ЗОЮ
1,354
824
815,6
689
730,9
490
Деаэ-
ратор
1,47
ЗОЮ
0,588
668
668
611
—
490
Элементы схемы
! ПНД4\
пндз\
0,5180,267
2825
2720
0,4760,246
632
610
535
514
ПНДб\
0,1176
2600
0,1083
428
407
Находят в ходе
расчета из урав-
нений смешения
632
675
535
780
428
900
ПНД7\
0,0638
2530
0,0586
358
337
248
358
970
1 Кон- 1
денса-
тор
0,00294
2350
—
—
100
—
1150
СП2
0,1176
2600
0,110
430
416
340
430
900
cut
0,0638
2530
0,0605
361
340
201
361
970
Примечания: 1. Энтальпия воды на входе в ПВДЗ определена с учетсм повышения ее в пи-
тательном насосе (см. п. 22).
2. Энтальпия дренажа пара в ПВД берется на 41,9 кДж/кг выше, чем энтальпия питательной воды
на входе данного ПВД. Для ПНД I = /н.
17. Температура химически очищенной
воды tx. 0. В = 30°С.
18. Подогрев воды в сальниковом и
эжекторном подогревателях принять равным
Д^эж + Д^о п = 25°С (высокий подогрев выз-
ван малым расходом основного конденсата
турбины в этом режиме).
19. Недогрев воды в подогревателях вы-
сокого давления 0П. в. д = 2°С*, а в подогре-
вателях низкого давления вп. Н.Д = 5°С.
20. Коэффициент полезного действия
теплообменников г|то = 0,98.
21. Электромеханический к. п. д. гене-
ратора г]эм = 0,98.
22. Параметры пара в отборах и рас-
ходы пара в уплотнениях, сальниковом и
эжекторном подогревателях принять по за-
водским данным.
Принципиальная схема электростанции
представлена на рис. 5-1. На основе завод-
ских данных для условий работы турбо-
установки ПТ-135/165-130/15 при номиналь-
ном режиме построена диаграмма процесса
расширения пара в турбине (рис. 5-2). Из
заводских данных следует также:
а) в ПВДЗ поступает пар из уплотнений
в количестве Dynjl = 1,33 кг/с с энтальпией
/упл = 3280 кДж/кг;
б) количество пара, поступающего из
концевых уплотнений турбины в конденса-
тор, £>к. у = 0,01106 кг/с;
в) количество пара, поступающего в
сальниковый подогреватель из уплотнений
турбины, £>с. п = 1,795 кг/с;
* С учетом использования перегрева
пара в отсеках ПВД.
Рис. 5-2. Процесс расширения пара в про-
точной части турбины ПТ-135/165-130/15 в
I, s-диаграмме.
85

г) количество пара, поступающего на ос-
новной и сальниковый эжекторы, D31K =
= 0,654 кг/с.
Принимаем по заводским данным поте-
рю давления пара на пути от турбины до
регенеративных подогревателей в количестве
8% давления в отборе. Пользуясь данными
таблиц свойств воды и водяного пара и диаг-
раммой процесса расширения пара в турби-
не (рис. 5-2), составляем сводную таблицу
параметров в основных точках схемы (табл.
5-1). Разность энтальпий конденсата грею-
щего пара и питательной воды на выходе
из подогревателя для ПВД принимаем
8,4 кДж/кг, для ПНД —21 кДж/кг, а для
деаэратора —0.
Расчет сетевой
подогревательной установки
1. Расход сетевой воды
2. Тепловая нагрузка отопительных от-
боров
где Д/С.п = 416 — 201 =215 кДж/кг — повы-
шение энтальпии сетевой воды в теплофика-
ционной установке турбины.
3. Тепловая нагрузка пикового водо-
грейного котла
Qn.B.K = CaKC-QoT = 233~ И6,1 =
= 116,9 МВт (~ 100 Гкал/ч).
4. Расход пара на сетевой подогрева-
тель нижней ступени
5. Расход пара на сетевой подогрева-
тель верхней ступени
6. Тепловая нагрузка подогревателей
Qc.n2 = 540 -139 = 75,1 МВт
(64,7 Гкал/ч);
Qc.nl = 540-76 = 41,0 МВт
(35,2 Гкал/ч).
86
Определение предварительного
расхода пара на турбину
7. Коэффициент недоиспользования мощ-
ности промышленного отбора
8. Коэффициенты недоиспользования
мощности отопительных отборов
9. Оцениваем расход пара на турбину по
формуле
Задаемся коэффициентом регенерации
&рег=1>15-
Оценить расход пара на турбину можно
также с помощью диаграммы режимов.
Расчет сепараторов
непрерывной продувки
10. Производительность парогенератора
D6nP=DT+DcK:H0 = (l+acK;H0)DT =
= 1,012-209 = 211,51 кг/с (761 т/ч).
11. Расход пара на собственные нужды
котельного отделения
D£;° = 0,012DT = 2,5l Кг/с (9,03 т/ч).
12. Расход питательной воды
Gn.B = DnrP + ^np = (l+«np)^n6rP =
= 1,015-211,51=214,68 кг/с
(772,5 т/ч).
13. Расход продувочной воды
= 3,17 кг/с (11,45 т/ч).
14. Выпар из первой ступени сепара-
тора
где fпр = 1560 кДж/кг —энтальпия воды в
барабане парогенератора при Рб — 13,72 МПа
(140 кг/см2); fcenl = 666 кДж/кг —энтальпия
продувочной воды, сливаемой из I ступени
сепаратора; гх = 2090 кДж/кг — теплота па-

рообразования при давлении рл = 0,588 МПа;
15. Выпар из второй ступени сепаратора
Спр = (/пр — £>сеп1 = 3,17— 1,36 =
= 1,81 кг/с;
здесь /сеп2 = 437 кДж/кг — энтальпия про-
дувочной воды, сливаемой из II ступени
сепаратора.
16. Количество воды, сливаемой в тех-
ническую канализацию (/сл = 60° С),
Gnp = Gnp — (Dcenl + Dcen2) ==
= 3,17-(1,36 + 0,184) =
= 1,626 кг/с (—5,86 т/ч).
17. Расход химически очищенной воды,
подаваемой в конденсатор,
Gx. о. в. = Сдоб = G"np + GyT+D*- °н = 1,626 +
+ 0,013 . 209 + 2,51 =6,853 кг/с (~ 24,8 т/ч).
18. Энтальпия химически очищенной
воды после охладителя непрерывной продувки
Расчет регенеративной схемы
19. Расход пара на ПВД1
20. Расход пара на ПВД2
21. Расход пара на ПВДЗ
22. Повышение энтальпии питательной
воды в насосе
Принимаем давление питательной воды
после питательного насоса
По таблицам воды и водяного пара,
учитывая, что /Д = 158°С и
Энтальпия питательной воды на входе
в ПВДЗ ^ = 668 + 21=689 кДж/кг.
23. Материальный баланс деаэратора
о1+о2+о3+оупл+осеп1+од+ок.д =
= бп.в + бут;
9,190 + 8,610 + 9,692+1,33 +1,36+D +
+ Ок.д = 214,68 + 2,71;
Яд + Ок.д = 187,208 кг/с.
24. Тепловой баланс деаэратора
[D^+JDx + Ds + Dg + Dyru) 'отбз +
+ ^cenl'cenl] Что +Dk. Ah = (Gn. в + GyT) fд.
где /сепj—энтальпия сухого насыщенного
пара в сепараторе I ступени;
Од.3010 + (9,190 + 8,6Ю + 9,692 + 1,33) X
X 730,9+1,35 • 2755 • 0,98 + DK. д - 610 =
= (214,68 + 2,71)668;
4,8350д + Ок.д= 198,196.
Из решения пп. 23 и 24 находим Од =
= 2,865 кг/с (10,31 т/ч); DK д= 184,343 кг/с
(663,634 т/ч).
25. Расход пара на ПНД4
Оцениваем энтальпию конденсата на
входе в ПНД4 (с последующим уточнением)
/с4 = 515 кДж/кд;
26. Расход пара на ПНД5
Оцениваем энтальпию конденсата на
входе в ПНД5 (с последующим уточнением)
/^5 = 415 кДж/кг; тогда
87

Расход конденсата через ПНД5
D'K A=DK.fl-D4-D5= 184,343-8,148-
— 7,786=168,409 кг/с.
27. Проверка принятого значения ?с4
что практически совпадает с ранее приня-
тым значением (см. п. 25).
28. Оценка расхода пара в конденсатор
DK = DT-r(D1 + D2 + D3 + Dynjl + Dfl + Dn +
+ D4+D5 + Dc.nl + Dne+Dc.n2+Dn7 +
эжЛ
DK = 209-(9,190 + 8,610+9,692+l,33 +
+ 2,865+ 89+ 8,148+7,786+18,90+ Dne +
+ 35,30+ Dn7 +0,011 + 1,795+ 0,654);
DK=15,719-(Dne+Dn7), кг/с.
Этот поток пара определяет конденса-
ционную мощность турбины.
29. Количество конденсата, проходящего
через ПИЩ,
Дк=^ + Яп7 + Ас.у + Сдоб + А:.п+А>ж +
+ ^с. эж>
£>K = 15,719-Dn6 + 0,011 +6,853+ 1,795 +
+ 0,654 = (25,032-Dn6), кг/с.
30. Расход пара на ПИЩ
31. Уравнение теплового баланса ПНД6
Оцениваем энтальпию конденсата на
входе в ПНД6 ^с6 = 352 кДж/кг;
Dne= 1,326 кг/с (4,776 т/ч).
32. Из п. 30 Dn7= 1,046—0,055=0,990кг/с
(3,556 т/ч);
Из п. 29 Dk = 25,032— 1,326 = 23,705 кг/с
(85,40 т/ч);
Из п. 28 £>к = 15,719 — 2,316 = 13,403 кг/с
(48,250 т/ч).
88
33. Уточнение ранее принятого значе-
ния izb
что практически совпадает с данными п. 26.
34. Уточнение ранее принятого значе-
ния ic6
что практически совпадает с данными п. 31.
35. Проверка баланса пара в турбине
Dr = Di + D2 + D3 + Dynjl + DJl + DIl+D^ +
+ D6+Dne+Dc.nl+Dn7 + Dc.n2+DK +
+ DK.y + Dc.n + D9m;
209 = 9,190+8,670+9692+1,33 + 2,865 +
+ 89 + 8,148+7,786+1,326+ 18,9+35,3 +
+ 0,990+ 13,403 + 0,011 + 1,795 + 0,654;
209,0 кг/с = 209,0 кг/с, т. е. имеем полное
совпадение.
36. Проверка материального баланса
деаэратора:
Оп.в+^ут = ^к.д+^д+^сеп1 + ^упл +
+Di+D2+D3;
214,68+2,717=184,343 + 2,865 + 1,36 +
+ 1,33 + 9,190 + 8,610 + 9,62;
217,397«=г217,390, имеем практически полное
совпадение.
37. Внутренняя мощность турбины
#* = 2ЭД = 9,190 • 310+8,610 • 400 +
+101,557 • 490+8,148 • 675 + 7,786 • 780 +
+20,226.900+36,29.970+13,403 -1150 =
= 136,447. Юз квт.
38. Электрическая мощность турбогене-
ратора
#э = ^£ТЬм= 136,447 . 0,98= 133,718 МВт;
небаланс мощности —ДЛ/Э = 1,282 МВт, что
составляет 0,95%.
39. Уточнение расхода пара на турбину
40. Уточнение расхода пара на турбину
£>; = DT + ADT = 209+1,3 =
= 210,3 кг/с (756 т/ч).

41. Уточнение значения коэффициента
регенерации
Если отклонение мощности от принятой
для расчета схемы превышает заданную
точность (> 2%), то производят пересчет
схемы на уточненный расход Dt. При этом
все расчетные формулы для определения
отдельных потоков пара не изменяют, а при
отклонении мощности менее чем на 7% не
перестраивают и процесс расширения пара
в турбине. В этом случае остаются неизмен-
ными и параметры основных точек схемы.
При расчете схемы для режимов, существенно
отличающихся от номинального, необходимо
проводить детальный расчет расширения пара
в турбине с использованием формулы Флю-
геля и исходных заводских данных.
5-4. ПРИМЕР РАСЧЕТА ТЕПЛОВОЙ
СХЕМЫ СТАНЦИИ С ТУРБИНАМИ
Т-100-130
Задание: рассчитать тепловую схему тур-
боустановки Т-100-130 при трехступенчатом
подогреве сетевой воды при номинальной
тепловой нагрузке.
Исходные данные:
1. Тепловая мощность блока (турбина+
пиковый водогрейный котел) при расчетной
температуре наружного воздуха Q"aKC =
= 350 МВт.
2. Коэффициент теплофикации (с уче-
том работы встроенного теплофикационного
пучка) ат = 0,571.
3. Расход сетевой воды GC.B = 1000 кг/с
(3600 т/ч).
4. Температура сетевой воды в обратной
магистрали т0.с = 56°С.
5. Параметры пара перед турбиной: р0 =
= 12,75 МПа, t0 = 565°С.
6. Внутренние относительные к. п. д.
турбины по отсекам: т£-.в-д = 0,8; т]^.с-д =
= 0,84.
7. Коэффициент полезного действия подо-
гревателей т)то = 0,98.
8. Электромеханический к. п. д. турбо-
генератора т]эм = 0,98.
9. Давления пара в нерегулируемых
отборах принять по заводским данным в ре-
жиме номинальных тепловой и электрической
нагрузок турбины.
10. Потерями давления пара в регене-
ративных подогревателях пренебречь.
И. Давление в деаэраторе рд =
= 0,588 МПа.
12. Нагрев конденсата турбины в саль-
никовом и эжектор ном подогревателях
Д<с.п + эж = 5°С-
13. Внутристанционными потерями пара,
конденсата и продувочной воды (для упро-
щения расчета) пренебречь.
Принципиальная схема турбоустановки
Т-100-130 изображена на рис. 5-3.
Наиболее трудоемким элементом тепло-
вого расчета схемы турбоустановки с тремя
Рис. 5-3. Принципиальная тепловая схема электростанции с турбинами Т-100-130.
89

ступенями подогрева сетевой воды (при одном
регулирующем органе) является нахождение
давлений пара в теплофикационных отборах,
а также распределение тепловых нагрузок
по ступеням подогрева. Эти показатели могут
быть определены только графоаналитическим
методом или методом последовательных при-
ближений при совместном решении уравнений
теплового баланса встроенного пучка и сете-
вых подогревателей, а также уравнения Флю-
геля для промежуточного отсека:
<?в.п = 0с.вср (тс.п1 — т0.с); (5-7)
Qc.n.H:=ec.n.HGc.B^(^.n.H-Tc.nl)» <5"8)
«с.п.в-ес.п.вОс.в^(/с.п.в-тс.п.2); (5-9)
где QB.n, Qc.n.H и Qc. п. в —тепловая нагрузка
соответственно встроенного теплофикацион-
ного пучка, нижнего и верхнего сетевых подо-
гревателей; ес.п.н> ес. п.в —удельная безраз-
мерная тепловая характеристика соответ-
ственно нижнего и верхнего сетевых подо-
гревателей; Gc,Bcp — тепловой эквивалент се-
тевой воды, равный произведению расхода во-
ды на ее теплоемкость; тс.я1, тс.п2—температу-
ра сетевой воды соответственно перед нижним
и верхним сетевыми подогревателями; *"п.н'
/"пв —температура насыщения греющего
пара соответственно в нижнем и верхнем
сетевых подогревателях; /?*^6 — абсолютное
давление пара в верхнем теплофикационном
отборе (отбор 6); Dn.0 —расход пара через
промежуточный отсек; k2 — пропускная спо-
собность промежуточного отсека [k2 =
= 194 • 103 кг/(ч • МПа)]; р0тб7 — абсолютное
давление в нижнем теплофикационном от-
боре (отбор 7).
Учитывая, что теплофикационная мощ-
ность турбины равна сумме мощностей тепло-
фикационных отборов и встроенного пуч-
Kra JQoT Г$с- п. в + Qc. и. н + <?в. п). ура внения
(5-7)—(5-9) можно представить в обобщенном
виде
Предварительно задаваясь давлением
пара в нижнем сетевом подогревателе и,
таким образом, зная температуру насыще-
ния пара, можно по уравнению (5-11) найти
температуру насыщения пара в верхнем
сетевом подогревателе /" п в и, следова-
тельно, его давление. В процессе решения
указанных уравнений давления в камерах
отборов подбираются такими, чтобы они
одновременно удовлетворяли уравнениям
(5-10) и (5-11). Наиболее надежным и быстрым
способом решения задачи является графо-
аналитический метод. Ниже излагается по-
следовательность расчета.
90
1. Теплофикационная мощность турбины
Qot = Q^TaKCcc0T = 350 • 0,571 = 200 МВт.
2. Задаемся давлением в нижнем сете-
вом подогревателе
Рс.п.н = 0,1 МПа.
3. Температура насыщения пара в ниж-
нем сетевом подогревателе (по таблицам
свойств воды и водяного пара) /" п Н = 99,4°С.
4. Тепловая нагрузка встроенного пучка
(при отсутствии сброса теплоты в конден-
сатор из различных источников) Qb.„ = Q0t —
— 2QJ™1; 2Ql™=№ МВт> (по паспортным
данным турбины Т-100-130), что эквивалентно
суммарному отбору пара 86 кг/с (310 т/ч).
Следовательно, QB.n = 200— 186= 14 МВт.
5. Расход пара в конденсаторе (разность
энтальпий пара и конденсата во встроенном
пучке турбины Т-100-130 можно принимать
Д|к = 2200 кДж/кг)
6. Температура сетевой воды перед ниж-
ним сетевым подогревателем
7. Удельные безразмерные тепловые
характеристики нижнего и верхнего сетевых
подогревателей
где Фн = 3420 (кВт/град)о-5; фв =
= 3830 (кВт/град)^5 — параметры соответ-
ственно нижнего и верхнего сетевых подо-
гревателей.
8. Тепловые нагрузки сетевых подогре-
вателей
<?с.п.н. = 0,812.4,19. 103(99,4-59,3) =
= 136 МВт;
Ос.n.B==QoT6~Qc.n.H= 186-136 = 50 МВт.
9. Расходы пара в подогревателях

Теплоту конденсации пара в подогрева-
телях можно принимать в расчетах равной
<7с.п.и = <7сп.в = 2200 кДж/кг.
10. Температура насыщения пара в верх-
нем сетевом подогревателе
11. Давление пара в верхнем подогре-
вателе (по таблицам свойств воды и водя-
ного пара)
рс.п.в =0,126 МПа.
12. Давления пара в отборах
где Ьн, Ьй и св —постоянные коэффициенты.
По опытным данным Ьн = 0,765 х
X Ю-1» МПа • ч/кг2; Ьв = 3,06 . 10"13 МПа х
Хч/кг2; св = 0,00166 МПа;
13. Расход пара через промежуточный
отсек
Дп.о = Дп7 + £>к + Яс.п.н;
принимаем расход пара в регенеративном
ПНД1 Dn7 = 0. Тогда
Dn. о = 22,9 + 227 = 249,9 т/ч.
14. Абсолютное давление в верхнем
отборе
где /?2 — пропускная способность промежу-
точного отсека, &2=195- 104 кг/(ч • МПа);
Полученное значение р^6 не совпадает
с ранее найденным значением р0тбв в п- 12.
15. Задаемся другими двумя значениями
давления пара в нижнем сетевом подогрева-
теле /?с.и.н —0»08 МПа и рс.п,н = 0,06 МПа,
проводим аналогичные расчеты и результаты
сводим в табл. 5-2.
16. На основании табл. 5-2 строим гра-
ФИ* Ро?б6 = / (Рс.п. и): Ротбв = г1ЧРс.п.н)>
Ротб7 = ф(Рс.п.н) (рис. 5-4), а также графики
£>с. п. н. = F (Рс п. н) и £>с. п. в = х (Рс. п. н)
Рис. 5-4. График
зависимости
Ротбб^/ (Рс.п.н)
Рис. 5-5. График
зависимости
D =F (р )
с. п. н ^с. п.н/
и/)с.п.в = Х(Рс.п.н).
Рис. 5-6. Диаграмма рабочего процесса тур-
бины в I, s-диаграмме.
(рис. 5-5). Из графиков находим р0тбв =
= 0,153 МПа; р0тб7 = 0,095 МПа; Dc п в =
= 27 кг/с; £>с.п.н = 59 кг/с.
17. Давление в конденсаторе опреде-
ляется температурой сетевой воды на выходе
из встроенного пучка и недогревом ее до
температуры насыщения пара.
91

Таблица 5-2
Сводная таблица результатов расчета параметров отопительных отборов
рсп.ш
МПа
0,1
0,08
0,06
с.п.н»
вС
99,4
93,48
85,9
^в.п'
МВт
14
14
14
о
^с.п.н'
МВт
136
116
91
"с.п.в'
МВт
50
70
95
с.п.в'
°С
106,25
107,11
108,22
^с.п.в»
МПа
0,126
0,135
0,145
°с.п.н>
кг/с
63,2
54,0
42,2
с.ц.в»
кг/с
23,2
32,4
44,2
^ОТб7'
МПа
0,1039
0,0836
0,0629
Ротбб»
МПа
0,144
0,167
0,200
абс
ротб6»
МПа
0,164
0,140
0,110
Таблица 5-3
Параметры пара, конденсата и воды в характерных точках схемы турбоустановки
Точка схемы
Начальная точка
ПВД1
ЛВД2
ПВДЗ
Деаэратор
ПНДА
ПНДЪ
ПНД2
пндх
Эжектор
СПН
СПВ
Конденсатор
Давление
пара, МПа
12,75
3,3
2,13
1,09
0,588
0,51
0,275
0,153
0,095
0,095
0,153
0,0240
Температу-
ра насы-
щенного
пара, °С
329,3
236,26
215,5
183,6
158,0
153,0
130,5
111,9
98,23
98,23
111,9
64,3
Энтальпия
пара,
кДж/кг
3520
3181
3100
2970
2970
2830
2730
2650
2570
2570
2650
2440
Энтальпия
конденса-
та, к Д ж/кг
1515
1030
925
780
666
645
549
470
411
411
470
269
Использо-
ванный те-
плоперепад
кДж/кг
339
420
550
550
690
790
870
950
950
870
950
Энтальпия воды
перед подог-
ревателем,
кДж/кг
902
760
666 + Д/п.в
625
529
*СМ1
*СМ2
'СМЗ
269
248
376
235,5
за подогре-
вателем,
кДж/кг
1015
902
760
666
625
529
450
390
290
376
435
248
Принимаем б=5° С. Тогда
/»=тс.п1 +0=59,3+5 = 64,3° С;
этой температуре соответствует давление
насыщенного пара рк = 0,024 МПа.
18. По заводским данным значений да*
влений в нерегулируемых отборах пара при
номинальном режиме работы, по найденным
Ротбе> Ротб7 и Рк с учетом заданных значе-
ний к. п. д. по отсекам турбины строим
рабочий процесс турбины в i\ s-диаграмме
(рис. 5-6).
При режиме трехступенчатого подогрева
ЦНД турбины работает в неблагоприятном
режиме: малый расход пара при повышен-
ном давлении в конденсаторе. При этом
потеря на трение и вентиляцию в ЦНД
оказывается столь значительной, что тйн,д
может даже оказаться отрицательным (ци-
линдр низкого давления работает в тормоз-
ном режиме). Примем т)^",д = 0.
19. Пользуясь рис. 5-6 и принимая
недогрев воды в регенеративных подогрева-
телях 6п = 3-ь5°С, составляем таблицу па-
раметров пара и воды в характерных точках
схемы (табл. 5-3).
При режиме трехступенчатого подогрева
расход пара на турбину однозначно опреде-
ляется режимом тепловой нагрузки.
Расход пара через отсек турбины перед
шестым (теплофикационным) отбором £>ч.с,д
равен расходу пара через переключаемый
отсек Dn.0 плюс £>с.п.в и плюс расход пара
в регенеративный подогреватель низкого
давления ПНД2 Dn6: £>ч.с.д = Оп.0 +
+ 0с.п.в+£>пб
С другой стороны, £>ч.с.д=/(1>т, Ротбв)-
Рис. 5-7. График зависимости D4. с. д — / Фт»
Ротбв)-
На рис. 5-7 приведена зависимость
^ч.с.д=/Фт. Ротбв)- Для примера:
D4. с. д == 69,5 + 23,2 +1,3 = 93,7 кг/с,
92

где £>п.0 = 69,5 кг/с (см. п. 13); £>с.п.в =
= 23,2 кг/с (см. п. 9) и Dne = 1,3 кг/с—
по предварительной оценке.
По рис. 5-7 при £>ч.с.д = 93,7 кг/с и
Ротвб = 0,144 МПа находим DT = 122 кг/с.
Расчет подогревателей
высокого давления
21. Расход пара на ПВД1
Gn,B=DT= 122 кг/с;
22. Расход пара на ПВД2
23. Повышение энтальпии воды в пита-
тельном насосе
где vcp—средний удельный объем воды
в насосе; Дрп.н —перепад давлений воды
в насосе; т]н —к. п. д. насоса;
ДРп.н = (Рб — Рд+0,1) =
= 13,72-0,588 + 0,1 = 13,23 МПа,
где Рб—давление в барабане парогенера-
тора; рд—давление в деаэраторе;
иср=0,00109 м3/кг (при рср = 7,204 МПа,
/ср = 158°С);
24. Энтальпия питательной воды за на-
сосом (на входе в ПВДЗ)
h. н = h + Д^п. в = 666 +19,3 = 685,3 кДж/кг.
25. Расход пара на ПВДЗ
26. Материальный 4 баланс 'деаэратора
122 = 6,56 + 7,8 + 3,3+£д + £к.д;
104,34 = ^д + £)1й.д.
27. Тепловой баланс деаэратора
СП. в^Д = (£>1 +&2 + Оп3) IотбЗ +
+ ^д1дЛто + ^к.д^4;
122-666=17,66.780+
+Dfl. 297. 0,98+DK. д. 625;
81 300= 13 750 + 2910£д+625Ок.д;
108,2 = 4,65£>д+£к.д.
28. Из совместного решения уравнений
материального и теплового баланса деаэра-
тора находим:
£>д= 1,057 кг/с (3,81 т/ч);
Ас.д= 103,283 кг/с (372 т/ч).
Расчет подогревателей
низкого давления
29. Расход пара на ПНД4
30. Расход пара на ПНДЗ
Предварительно оцениваем энтальпию смеси
конденсата перед ПНДЗ fCMl = 455 кДж/кг,
Тогда
31. Расход пара на ПНД2
Предварительно оцениваем энтальпию
смеси конденсата перед ПНД2 (с последую-
щим уточнением):
Этот расход совпадает с ранее принятым.
32. Расход пара на ПНД1 был принят
равным нулю: Dn7 = 0.
33. Уточнение расхода пара в конден-
сатор
Ок = От~(ЕОп.в.д + ЕОп.н.д + ^с.г:.н +
+^с.п.в);
DK= 122 —(6,56+7,80 + 3,3+1,06 + 4,64 +
+3,37+ 1,32 + 59+27) = 7,95 кг/с (28,6 т/ч).
93

34. Уточнение ранее принятых значе-
ний величин. Тепловая нагрузка встроен-
ного пучка
QB.n = DK(«K — ^c) 0,98 = 7,95 (2440 — 269) X
X 0,-98= 16,85 кВт.
Температура сетевой воды за встроен-
ным пучком
Расхождение с ранее определенной тем-
пературой сетевой воды составляет 0,7° С,
что допустимо (см. п. 6).
Энтальпия смеси конденсата перед
ПНД2
Расхождение с ранее принятым: 406 —
— 405=1,0 кДж/кг, что допустимо.
35. Электрическая мощность турбины
Пользуясь данными расчета и табл. 5-3,
находим:
Ыэ =0,98 [6,56 • 339 + 7,8 • 420 +
+ (3,3+1,057)550 + 4,64 . 690 + 3,37 . 790 +
+ (27+1,32) 870 + 59 . 950 + 7,95 . 950] ^
^ 0,98 . 10,2 • 103 ^ юо тыс. кВт.
5-5. АНАЛИЗ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ
ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК
МЕТОДОМ КОЭФФИЦИЕНТА ЦЕННОСТИ
И КОЭФФИЦИЕНТА ИЗМЕНЕНИЯ
МОЩНОСТИ
Сложность тепловых схем совре-
менных энергетических паротурбин-
ных установок затрудняет их тепловой
и энергетический анализ вследствие
большого числа взаимосвязанных ап-
паратов и агрегатов.
Повышение начальных параметров
в тепловом цикле как наиболее пер-
спективный путь повышения к. п. д.
встречает значительные трудности,
связанные с надежностью работы ма-
териала труб при высоких темпера-
турах и давлениях. Поэтому потреб-
ность в анализе и совершенствовании
всех узлов и деталей тепловой схемы
значительно возросла. Затруднения
при анализе тепловых схем связаны
с рядом обстоятельств. Одно из них
объясняется необходимостью учета
94
взаимного влияния отдельных эле-
ментов тепловой схемы, так как изме-
нения, происходящие в одном из эле-
ментов схемы, часто влияют на многие
другие элементы, агрегаты и узлы.
Необходимость оценки массовых и
тепловых потоков во вспомогательных
аппаратах и элементах, на один-два
порядка отличающихся от общих по-
токов пара и теплоты в основных аг-
регатах схемы — парогенераторе и
турбине, также усложняет анализ.
Кроме того, возможно изменение про-
цесса расширения пара в турбине
вследствие больших изменений пото-
ков пара и теплоты в отдельных эле-
ментах тепловой схемы, что вызывает
изменение параметров всех регенера-
тивных элементов тепловой схемы. Су-
ществуют также затруднения с уста-
новлением требуемой точности расче-
та и возможностью ее получения при
применяемых счетных устройствах и
при располагаемой точности опреде-
ления параметров процесса расшире-
ния пара в турбине.
Все эти трудности могут преодо-
леваться либо путем определенных
упрощений и приближений в случае
ориентировочных инженерно-техниче-
ских расчетов, либо путем составления
сложных систем уравнений, учитываю-
щих динамическое взаимодействие аг-
регатов и аппаратов схемы. Во втором
случае для современных крупных
энергетических установок вследствие
большого количества связанных па-
раметров полного и подробного реше-
ния пока еще получить не удается.
Однако в подавляющем большинстве
инженерных задач требуется прибли-
женная оценка возможных решений
с точностью 3—5%, что позволяет
путем определенных упрощений и
приближений получать простой метод
решения. В настоящем учебнике рас-
сматриваются методы решения инже-
нерно-технических задач, часто встре-
чающихся на практике при проекти-
ровании и эксплуатации теплосило-
вых установок.
Расчет малых изменений б тепло-
вой схеме, не превышающих 5—7%
общего расхода рабочего тепла или
потока теплоты в цикле, может быть
проведен с помощью приближенных
методов с достаточной для большин-
ства инженерных расчетов точностью.

В Советском Союзе находит при-
менение метод расчета с помощью
коэффициента ценности теплоты, пред-
ложенный проф. Я. М. Рубинштейном
еще в 1930 г. Основными достоинст-
вами метода являются простота рас-
четов и достаточная точность — около
3—5% массового или теплового по-
тока, вносящего изменение в тепловой
баланс схемы.
Метод коэффициента ценности теп-
лоты основывается на понятии отно-
сительной ценности теплоты в данном
замкнутом цикле при условии под-
держания неизменной мощности цикла
и при изменениях расхода топлива в
парогенераторе в результате отклоне-
ний расходов рабочего тела и тепло-
вых потоков в любых точках и узлах
тепловой схемы. Каждый тепловой
поток в пределах параметров данной
тепловой схемы имеет определенную
удельную ценность, под которой по-
нимается возможная относительная
выработка мощности единицей тепло-
ты этого потока в турбине по отноше-
нию к выработке острого пара. Наи-
большую ценность имеет, очевидно,
поток острого пара перед турбиной
и в парогенераторе, его коэффициент
ценности, т. е. относительная выра-
ботка по сравнению с потоком рабо-
чего тела с начальными параметрами
пара /?0 и /0, равен 1 : Ъ0 = 1, где £0 —
коэффициент ценности потока острого
пара.
Очевидно также, что поток пара с
параметрами, равными параметрам
в конденсаторе, совершить дополни-
тельную работу не может, поэтому
этот поток имеет коэффициент ценно-
сти £к = 0.
Все остальные промежуточные по-
токи пара имеют коэффициенты цен-
ности равными:
0<g,^l. (5-12)
Любое возмущение в тепловой схе-
ме, связанное с изменением количе-
ства теплоты, вызовет изменение рас-
хода теплоты в парогенераторе при
неизменной мощности установки на
величину, пропорциональную коэф-
фициенту ценности и количеству еоз-
мущающего потока. Подача теплоты
в установку со стороны, например
возврат конденсата с производства,
или использование вторичных энерго-
ресурсов, или отбор теплоты на нужды
промышленного предприятия вызы-
вает изменение подвода теплоты в па-
рогенераторе:
Л<2пг = &возм, (5-13)
где Д(?пг — изменение расхода тепло-
ты на парогенераторе; QB03M — возму-
щающее изменение в расходе теплоты
в любой точке схемы; |—коэффициент
ценности теплоты в точке тепло-
вой схемы, где происходит изменение
теплового потока.
В случае внесения в схему допол-
нительного теплового потока QB03M»
очевидно, будет уменьшаться расход
теплоты в парогенераторе, т. е. будет
получена экономия топлива при неиз-
менной мощности установки4. Наобо*
рот, в случае дополнительного отвода
теплоты будет происходить увеличе-
ние расхода теплоты и перерасход
топлива.
Изменение расхода топлива в па-
рогенераторе может быть определено
по формуле
где Дйпг — изменение расхода топли-
ва в парогенераторе; QH — низшая
теплота сгорания топлива; v\™—к. п. д.
нетто парогенератора в данном режиме
(принимается по данным эксплуата-
ции или по энергетической характе-
ристике парогенератора).
Таким образом, применение метода
коэффициента ценности теплоты поз-
воляет любое изменение расхода теп-
лоты в каком-либо элементе или точке
тепловой схемы перевести в изменение
расхода топлива в парогенераторе.
Этот метод позволяет сразу найти
изменение экономичности всей уста-
новки при изменении расхода или по-
тока теплоты в любой точке тепловой
схемы.
Значение коэффициента ценности
теплоты может быть определено пог
приближенной формуле, предложен-
ной проф. Я. М. Рубинштейном
6 = 0[1+*(1-0)], (5-15).
где у — коэффициент недовыработки
мощности паром отбора турбины; К —
коэффициент, зависящий от началь-
ных параметров установки, состава
и особенностей тепловой схемы.
95

Таблица 5-4
Значение коэффициента К для различных начальных параметров
Наименование величин
Начальное давление, МПа
Начальная температура, °С
Температура промежуточного
перегрева, ° С
Значение коэффициента К
Обозна-
чение
Ро
to
Значения начальных параметров
1,5—3,5
350—435
0,20—0,25
9,0
535
0,30
13,0
565
0,35
13,0
565
565
0,40—0,42
24,0
560
565
0,43—0,45
i ...
Для стандартных начальных пара-
метров и типовых заводских схем
турбин, принятых в Советском Союзе,
можно рекомендовать значения коэф-
фициента К, приведенные в табл. 5-4.
В случае нестандартных парамет-
ров и нетиповых схем можно рекомен-
довать для определения К формулу:
где V — энтальпия жидкости при на-
чальном давлении р0 перед турбиной;
iK — энтальпия конденсата после кон-
денсатора при давлении рк; i0 — эн-
тальпия острого пара перед стопорным
клапаном турбины при р0 и t0.
Сравнение значений /С, получен-
ных по (5—16), с результатами точных
расчетов, приведенных в табл. 5-3,
показывает хорошую сопоставимость.
Максимальная погрешность в значе-
нии К по (5-16) не превышает 2%,
что в случае проведения прикидоч-
ных инженерных расчетов является
допустимым, так как дает ошибку
Д<2ПГ меньше 1%. Формула (5-16)
применима при докритических пара-
метрах острого пара.
Значение коэффициента ценности
теплоты |, как можно судить по фор-
муле (5-15), непосредственно связа-
но с коэффициентом недовыработки
мощности паром отбора у. Вели-
Рис. 5-8. Сравнение величин у и £ при раз-
личных давлениях в отборе.
96
чина у была впервые использована
проф. В. И. Гриневецким для опре-
деления расхода пара на турбину с от-
бором.
На рис. 5-8 показано сравнение
зависимостей у = f (ротб) и I = f (ротб)
для различных давлений пара в отборе
турбины от давления в конденсаторе
рк до давления острого пара р0.
Как видно из рис. 5-8, значения
у и £ совпадают только при рк и р0,
а при остальных значениях /?огб £ > у,
при этом наибольшее расхождение
наблюдается в середине диапазона
давления и составляет часто 15—20%.
Это отличие объясняется тем, что
коэффициент у в отличие от Ъ, не учи-
тывает следующих факторов: 1) вто-
ричных изменений расходов пара из
других отборов турбин при измене-
ниях в заданном отборе; 2) работу по
регенеративному циклу, а не по кон-
денсационному циклу добавочного све-
жего пара, подаваемого для компен-
сации недовырабатываемой мощности;
3) несовпадение количества теплоты,
отдаваемого 1 кг пара отбора в какой-
либо точке схемы, с количеством теп-
лоты, которое необходимо затратить
в парогенераторе на приготовление
1 кг острого пара.
Все это повышает точность расчета
по £ по сравнению с расчетом по у.
Часто вместо определения доба-
вочного расхода или экономии теплоты
или топлива при неизменной мощности
требуется определить изменение мощ-
ности при одном и том же расходе
теплоты на установке. Такие задачи
часто встречаются при сравнении схем
парогазовых установок и в других
комбинированных схемах. В этом слу-
чае требуется связать изменение рас-
хода теплоты в какой-либо точке теп-
ловой схемы с изменением мощност

установки при условии Q?yp =" idem.
Эта связь AN "и QB03M может быть
записана:
A^ = eQB03M, (5-17)
где е — коэффициент изменения мощ-
ности; ДМ — изменение мощности ус-
тановки; QB03M — возмущающее изме-
нение в расходе теплоты в даннойточке
тепловой схемы.
При относительно небольших из-
менениях в тепловой схеме QB03^ <;
<^ Qlyp обычно следует применять ме-
тод коэффициента изменения мощности
при условии, что QB03M составляет не
более 10% Qlyp. При небольших из-
менениях теплоты и мощности способы
определения их не должны влиять на
изменения экономичности, поэтому
прирост мощности должен быть про-
порционален изменению расхода теп-
лоты
и, следовательно,
отсюда следует, что
т. е.
т. е. коэффициент изменения мощности
равен коэффициенту ценности тепло-
ты для той же точки тепловой схемы,
умноженному на внутренний абсолют-
ный к. п. д. установки.
Внутренний абсолютный к. п. д.
установки определяется обычно через
термический и внутренний относи-
тельный к. п. д.:
так как (i0 — fKa) т)0/ = f0 — iK, где
h — *к ^ H0r\oi = Hi — использован-
ный в турбине перепад; yj — коэффи-
циент недовыработки мощности от-
4 Баженов М. И. и др.
борным паром; f„m в — энтальпия пи-
тательной воды; i0 — энтальпия ост-
рого пара; oty — для регенеративного
отбора.
Для определения абсолютного
внутреннего к. п. д. цикла можно ис-
пользовать также методику, базирую-
щуюся на последовательном расчете
значений коэффициентов изменения
мощности е по сЬоомуле
где еу и А/оту — коэффициент недовы-
работки мощности и подогрев в реге-
неративном отборе в пределах от / =
= 1 до / = п.
Для определения значений еъ еъ
... , еп используются либо подсчеты
по приближенной формуле (5-19), либо
метод рекуррентных формул, несом-
ненно более сложный, но и более точ-
ный [73].
Для первой ступени регенератив-
ного подогрева (рис. 5-9) с каскадным
сливом дренажа конденсата греющего
пара первого отбора коэффициент из-
менения мощности определяется по
формуле
где 1г — энтальпия пара первого ре-
генеративного отбора;fJ — энтальпия
насыщенной жидкости при давлении
в первом регенеративном отборе; £к —
энтальпия пара, поступающего в кон-
денсатор.
Коэффициент изменения мощности
для любого регенеративного отбора
в интервале от 1 до п, например для
/-го отбора может быть для тепловой
схемы без промежуточного перегрева
Рис. 5-9. Схема нижней ступени подогрева-
теля с каскадным сливом.
97

Таблица 5-5
Выбор места включения сепаратора непрерывной продувки парогенератора
Наименование
Давление в отборе, /?отб, МПа,
Коэффициент недовыработки ' мощности
паром отбора, у
Коэффициент ценности теплоты отборного
пара, 1
Температура насыщения отборного пара,
Vr6» ^
Энтальпия сухого насыщенного пара из
сепаратора, ic, кДж/кг
Выход вторичного пара из сепаратора,
Dcen, кг/с
Экономия теплоты в парогенераторе,
AQnr, кВт
Отборы турбины К-100-90 при номинальной мощности
1
2.65
0,78
0,84
233
280р
0,704
1580.
2
1,41
0,66
0,73
199
2790
0,864
1680
3
0,608
0,52
0,59
160
2758
1,03
1600
4
0,275
0,40
0,48
131
2730
1,14
1425
5
0,046
0,20
0,25
79
2640
1,336
842
определен по формуле
где ej — коэффициент изменения мощ-
ности /-го отбора; е^х — коэффициент
изменения мощности предыдущего от-
бора; ij и */_! — энтальпия пара /-го
и предыдущего отборов; /" — энталь-
пия насыщенной жидкости при дав-
лении /-го отбора.
Таким образом, последовательно,
начиная с первого отбора можно оп-
ределить ех по формуле (5-22), а затем
по формуле (5-23) найти е2, ^з» ••• >
еп для всех регенеративных отборов.
По значениям е и r\t легко вычислить
и значения £ по формуле (5-19).
Пример 1. В качестве иллюстраций к
применению метода коэффициента ценности
теплоты рассмотрим задачу на отыскание
оптимального места включения сепаратора
непрерывной продувки парогенератора в теп-
ловой схеме станции. Количество вторич-
ного пара, получаемого в сепараторе непре-
рывной продувки, зависит от количества и
температуры воды, поступающей из бара-
бана парогенератора, и от давления в се-
параторе, которое определяется давлением
в точке присоединения сепаратора:
где Dcen —расход вторичного пара сепара-
тора, кг/с; fg и f"en—энтальпии кипящей
воды при давлении в барабане и в сепара-
торе продувки (зависят от давления в реге-
неративном отборе, к которому подключается
сепаратор продувки), кДж/кг; *сеп энталь-
пия сухого насыщенного пара при давлении
в сепараторе, кДж/кг; Gnp —расход проду-
вочной воды из барабана парогенератора,
кг/с.
В зависимости от присоединения сепа-
ратора непрерывной продувки к тому или
иному регенеративному отбору будут одно-
временно изменяться £>сеп» *сеп> ^"еп* а так"
же коэффициент ценности теплоты пара от-
боров турбины. Поэтому оптимальное дав-
ление регенеративного отбора, к которому
следует подключить сепаратор, должно да-
вать максимальную экономию теплоты в схе-
ме станции, которая определяется по мето-
ду коэффициента ценности теплоты по фор-
муле
AQnr = £отб£>сеп ('сеп — *х. о. в). (5-25)
где /х.о.в~~ энтальпия химически очищенной
воды, восполняющей потери рабочего тела
в цикле.
Параметры регенеративных отборов и
их коэффициенты ценности для турбины
К-100-90 представлены в табл. 5-5. Там же
приведены значения Dcen и AQ„r при Gnp =
= 2,78 кг/с; /g= 1440 кДж/кг; ^х.о.в =
= 125,5 кДж/кг.
При этом расчете принято, что сброс
продувочной воды из схемы выполняется
при одинаковой температуре, равной *х.0.в>
т. е. во всех расчетах принимают разность
*сеп — ^х. о.в» условно считая, что продувоч-
ная вода после сепаратора дополнительно
охлаждается до одной и той же температу-
ры ^х.о.в-
Из табл. 5-5 видно, что наибольшая эко-
номия теплоты в парогенераторе получается
при включении сепаратора на второй реге-
неративный отбор с давлением р0тбг =
= 1,41 МПа.
Пример 2. Рассмотрим, как определяется
изменение расхода теплоты в цикле и мощ-
ности вследствие отключения верхнего ПВД
(первого от парогенератора регенеративного
98

подогревателя высокого давления) в тепло-
вой схеме станции с турбинами К-100-90.
Первая часть задачи может быть реше-
на методом коэффициента ценности теплоты
на основе сравнения исходной схемы с но-
вой схемой после отключения верхнего ПВД
(рис. 5-10). В этом случае в парогенератор
поступает более холодная вода после ПВД2У
так как подогрев в верхнем ПВД — ПВДЗ
отсутствует. Это приводит к необходимости
дополнительного подвода теплоты в пароге-
нераторе в количестве, равном прежнему
отпуску теплоты в ПВДЗ:
^...-«„...^iCi-'?)- <5-26>
где AQB. э— дополнительный подвод теплоты
в водяном экономайзере; Qn.B.д3 —теплота,
передаваемая ранее питательной воде в
ПВДЗ; Di — расход пара в верхнем ПВДЗ;
irX w, ?J —энтальпии пара и насыщенной жид-
кости в отборе /.
Теплота, подведенная в парогенераторе,
имеет другой коэффициент ценности теплоты,
чем теплота пара отбора, идущего к ПВДЗ.
Коэффициент ценности теплоты, подведенной
в парогенераторе, равен g0 = gnr=l, так
как подогрев проводится за счет сжигания
топлива в топке парогенератора, в то время
как подогрев в ПВДЗ проводится из реге-
неративного отбора J с коэффициентом цен-
ности gi < g0- Поэтому при той же электри-
ческой мощности установки (iV9 = idem) по-
лучается перерасход теплоты в случае вык-
лючения ПВДЗ:
AQnep = (?o — Ii)&Qb.3 = (Io — £1)<Зп.в.дз =
= «о-У di &-*?)• (5-27>
Одновременно с этим перерасходом теп-
лоты происходит изменение расхода тепло-
ты в отборах 2, 3 и 4 вследствие прекра-
щения каскадного слива конденсата из
ПВДЗ. Это приводит к увеличению расхода
теплоты в ПВД2, ПВД1 и в деаэраторе в
количествах:
AQn.B^2=M'~"->"2H); (5"28>
^д-МЯ-'д)" (5-3°)
Эти изменения в нижележащих от
ПВДЗ подогревателях вызывают некоторое
изменение в расходе теплоты в схеме стан-
ции, так как вместо теплоты с более высо-
ким коэффициентом ценности g* расходуется
теплота с меньшими коэффициентами цен-
ности |2» £з> £д- Вызванные этим изменения
расхода теплоты на парогенератор опреде-
ляются с помощью соответствующих g и
расхода Dx:
д<?пг(п.н.д2) = (?1-УМ'?->"): <5-31>
^f,«a»-(S.-WDi(4-'S): (5-32>
Общее изменение в расходе тепла при
выключении ПВДЗ и неизменной электри-
4*
ческой мощности W9 = idem составит:
Aenr = (So-£l)Dl('l-'f)-(6l-6,) D! X
x('?-'!?)-(5,-E,)01(/f-'?)-
-fe-y^O""-^)- <5-34>
Значения g, if, tH приведены в табл. 5-5.
Значение Dx можно определить через расход
питательной воды Gn, B при номинальной
мощности Л/^з = 100 МВт и недогреве в ПВД
до температуры насыщения б = 5° С:
Gn.B-(l+a„p)DT. '(S-35)
где апр — коэффициент продувки (апр =
= ^пР/^п.в); обычно апр = 0,2 4-3%; DT —
расход пара на турбину К-ЮО-90, его можно
определить по (5-1)
так как DOT = 0 и Dnp = 0 для конденса-
ционной турбины.
По данным гл. 3 &рег=1,12; Я/ =
= 1120 кДж/кг (определено по процессу
расширения пара в турбине К-100-90); т]эм =
— 0,96 (по данным испытаний турбогенера-
тора); апр = 2,б%;
<?п.в = Ят0+апр)= 104(1+0,026) =
= 107 кг/с.
Из теплового баланса ПВДЗ имеем:
где tit0 — коэффициент теплообменника, учи-
тывающий потери в окружающую среду че-
рез внешние поверхности, обычно т]то =
= 0,98. Так как принято, что недогрев до
температуры насыщения во всех ПВД оди-
Рис. 5-10. Принципиальная тепловая схема
станции с турбинами К-ЮО-90.
/ — парогенератор; 2 — турбина К-ЮО-90; 3 —
конденсатор; 4 —- конденсатный насос; 5 — подо-
греватель эжекторов; 6 — подогреватель низкого
давления; 7 — деаэратор; 8 — питательный на-
сос» 9 — подогреватели высокого давления; 10 —
сепаратор продувки; // — теплообменник на
сливе продувки; 12 — химводоочистка.
99

на ков и равен 6 = 5° С, то
По формуле (5-34) общее изменение рас-
хода теплоты в парогенераторе равно:
AQnr = ( 1—0,84)7,25 (3100-974) —
_(0,84 -0,73) 7,25 (974-833) —
— (0,73 — 0,59) 7,25 (833 — 670) — i
-(0,59-0.48)7,25(670 — 548,9) =
= 2460—112—165 — 96,3 = 2086,7 кДж/с =
= 2086,7 кВт.
Расход теплоты в парогенераторе равен
Qnr = 280 000 кВт, следовательно, AQKy при
выключении ПВДЗ составляет 0,75%.
Полученная величина AQnr = 2086,7 кВт
является перерасходом теплоты в парогене-
раторе, так как первый член выражения
для AQnr учитывает перерасход теплоты
из-за разности коэффициентов ценности во-
дяного экономайзера и ПВДЗ на порядок
больше остальных. Остальные члены, учи-
тывающие изменение расходов теплоты из-
за прекращения каскадного слива потока
Dlf на порядок меньше первого члена и
только несколько уменьшают (на 15,2%)
общий перерасход теплоты в парогенераторе
при выключении ПВДЗ.
Вторая часть задачи, касающаяся опре-
деления изменения мощности турбоустанов-
ки при выключении ПВДЗ и сохранении
неизменного расхода теплоты в парогенера-
торе Qnr = idem, решается наиболее просто
методом коэффициента изменения мощности.
Если не требуется большая точность рас-
чета, то можно определять коэффициент из-
менения мощности через коэффициент цен-
ности теплоты, вычислив предварительно
внутренний абсолютный к. п. д. установки
с учетом регенерации:
6-1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ
И ТЕПЛОВАЯ СХЕМЫ
ГАЗОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ
Схема простейшего газотурбинно-
го двигателя (ГТД)с подводом теплоты
при постоянном давлении показана
на рис. 6-1. Газ сжимается компрессо-
ром /, нагревается в подогревателе 2
Тогда коэффициенты изменения мощно-
сти острого пара и соответствующих отбо-
ров находятся так:
^0 = g0r|;= 1 - 0,412 = 0,412;
£>1== glTU = 0,84 • 0,412 = 0,345;
^ = ^ = 0,73.0,412 = 0,294;
е3 = ^зЛ/= 0,59-0,412 = 0,242;
£4 = ^ = 0,48. 0,412 = 0,199.
Изменение мощности турбины при от-
ключении ПВДЗ связано с прекращением
подачи пара в регенеративный отбор' / и
возможностью пропуска этого пара для
дальнейшего расширения в проточной части
турбины от давления рх до давления в кон-
денсаторе турбины, что приводит к увеличе-
нию ее мощности, вместе с тем прекращение
каскадного слива конденсата из ПВДЗ, по-
тока D1 вызывает некоторое увеличение рас-
хода пара в отборах 2, 3 и 4, что приводит
к некоторой потере мощности турбины. Но
это небольшое снижение мощности на поря-
док меньше, чем дополнительная выработка
на пропуске потока пара Dx от ру до дав-
ления в конденсаторе.
Общее изменение мощности .турбины со-
ставляет:
A^3 = (,0-,1)D1(/1-/«)-(,1-,2) D, X
ДЛГЭ = (0,412-0,345) 7,25 (3100-974)- '
— (0,345-0,294) 7,25 (974-833) —
-(0,294-0,242) 7,25 (833-670) —
-(0,242-0,199) 7,25 (670 — 548,9) =
= 829,8 кВт.
Таким образом, при отключении ПВДЗ
мощность турбоустановки при Qnr = idem
увеличивается на 829,8 кВт (т. е. примерно
на 0,83% номинальной мощности).
до возможно высокой температуры,
после чего расширяется в турбине 3
до прежнего давления. Работа 1 кг
газа в турбине 1Т больше работы 1 кг
газа в компрессоре /к благодаря более
высокой температуре в турбине. Раз-
ность 1Т — /к является полезной ра-
ботой двигателя:
_ia=tT-iK. (6-i)
ГЛАВА ШЕСТАЯ
ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ, ТИПЫ И ХАРАКТЕРИСТИКИ
ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК
100

Технологическая схема газотур-
бинной установки показана нарис. 6-2.
В отличие от паротурбинных устано-
вок (ПТУ) газотурбинный двигатель
является агрегатом, непосредственно
потребляющим теплоту топлива и вы-
дающим электрическую (механиче-
скую) энергию, поэтому технологиче-
ские схемы ГТУ значительно проще,
чем ПТУ. Требующийся в больших ко-
личествах воздух [15—30 кг/(кВт-ч)]
поступает в ГТД через специальное
воздухозаборное устройство, в котором
устанавливаются фильтры для очистки
воздуха от пыли и устройства для
снижения шума. После очистки воз-
дух всасывается компрессором ГТД.
При сложных схемах ГТД компрессо-
ры имеют промежуточное охлаждение
воздуха водой в специальных возду-
хоохладителях. Из компрессора ГТД
воздух поступает в подогреватель —
камеру сгорания (КС), в которой сжи-
гается топливо. При замкнутых схе-
мах ГТД применяют поверхностные
подогреватели.
Нагретый газ направляется в
турбину. У регенераторных ГТД
(см. § 6-2) воздух перед КС подогре-
вается выхлопными газами турбины
в регенеративном теплообменнике.
Выхлопные газы турбины направ-
ляются в дымовую трубу. Для ис-
пользования теплоты выхлопных газов
перед дымовой трубой устанавливают
теплообменники, в которых произво-
дится пар или нагревается вода.
Газотурбинным двигателем назы-
вают лопаточный двигатель, в кото-
Рис. 6-1. Схема простейшего газотурбинного
двигателя.
ром рабочее тело на всем протяжении
кругового цикла не изменяет своего
агрегатного состояния, оставаясь все
время газом. Этой особенностью ГТД
определяются все его основные свой-
ства, показатели и режимные харак-
теристики. Вид топлива (жидкое, га-
зообразное, твердое), тип подогрева-
теля газа (поверхностный, смешиваю-
щий) и состав рабочего газа 1 (воздух,
продукты сгорания, гелий и т. п.)
могут быть любыми.
В газотурбинном цикле повышение
давления рабочего тела происходит
в газообразной фазе и требует поэтому
гораздо большего расхода энергии,
чем в паротурбинном, в котором по-
вышение давления рабочего тела про-
исходит в жидкой фазе, но в цикле
ГТД нет потерь, связанных со скры-
той теплотой конденсации пара.
1 Рабочим называют газ, который совер-
шает силовой цикл в ГТД — сжимается в
компрессоре и расширяется в турбине.
Рис. 6-2. Технологическая схема газотурбинной установки.
/ _ воздухозаборное устройство с фильтрами и шумоглушителями; 2 — газотурбинный двигатель
(ГТД) — компрессор, газовая турбина, камера сгорания; 3 — регенеративный теплообменник; 4 —
промежуточный воздухоохладитель компрессор; 5 — выхлопные газы; 6 — теплоутилизационная уста-
новка; 7 — дымовая труба; 8 — топливо к ГТД.
101

В термодинамике рассматриваются
циклы ГТД с подводом теплоты при
постоянном давлении газа (цикл р =
= const) и при постоянном его объеме
(цикл v = const). Все современные
ГТД работают по циклу р = const,
поэтому ниже (без оговорок) рассмат-
риваются ГТД, работающие только
по этому циклу.
На рис. 6-1 показана схема ГТД
с подводом теплоты при постоянном
давлении. Соответствующий цикл иде-
ального ГТД (цикл Брайтона) в /?,
V- и Т, s-диаграммах показан на
рис. 6-3.
Линия 1-2 отражает процесс изо-
энтропного сжатия в компрессоре;
2-3 — подвод теплоты к сжатому газу
по изобаре; 3-4 — процесс изоэнтроп-
ного расширения в турбине; 4-1 — про-
цесс охлаждения рабочего тела. На
рис. 6-1 сплошными линиями изобра-
жена разомкнутая схема ГТД, при
которой отработавший в двигателе
газ сбрасывается в окружающую сре-
ду. Линия 4-1 на рис. 6-3 условно
Рис. 6-3. Цикл идеального ГТД в р, V- и 7\
s-диаграммах.
Рис. 6-4. Зависимость к. п. д. реального
ГТД по простой схеме от отношения давления
ек и температуры газа перед турбиной ta, T (т)к,
т)т и tB. к = idem).
отражает охлаждение газа в окружаю-
щей среде.
В ряде случаев более выгодно при-
менение замкнутых схем, при которых
газ. после турбины охлаждается в спе-
циальном поверхностном охладителе 4
(рис. 6-1).
Термодинамические циклы ГТД по
разомкнутому и замкнутому циклам
одинаковы и изображаются анало-
гично в р-, V- и Т, s-диаграммах.
Соответственно проводимый ниже ана-
лиз тепловых схем ГТД й их показа-
телей справедлив как для замкнутых,
так и разомкнутых схем.
Для удобства изложения на рис.
6-1 и 6-3, а также в дальнейшем
индекс «в» обозначает различные ве-
личины на входе в компрессор и на
выходе из турбины, а индекс «н» —
на нагнетании компрессора и началь-
ные параметры газа перед турбиной,
индекс «к» компрессор, «т» — турбина,
«р» — регенератор. Так, рв.к, Тв.к,
VB. K давление, температура и объем-
ный расход на входе в компрессор;
^н.т» **н.т> GH. T — температура, эн-
тальпия и массовый расход газа перед
турбиной и т. п.
Газотурбинный двигатель состоит
из собственно газовой турбины (см.
рис. 6-1), компрессора и подогревателя
газа. При более сложных схемах по-
являются регенеративные подогрева-
тели, промежуточные охладители газа
в компрессорах и подогреватели газа
в турбине. Агрегат в целом называют
газотурбинным двигателем (ГТД), га-
зотурбинной установкой (ГТУ) или
газотурбинным агрегатом (ГТА). Тер-
мин «газовая турбина» следует при-
менять только к самой турбине. Газо-
турбинной установкой называют так-
же силовую установку в целом, состо-
ящую из ГТД (ГТА), вспомогатель-
ного оборудования, воздухозаборного
устройства с фильтрами и шумоглу-
шителями, газоотводящего тракта с
теплоутилизационным оборудованием
и др.
Оптимальные степени повышения
давления в компрессоре ек = рн к/рВщ к
реальных ГТД (рис. 6-4) зависят от
схемы ГТД, температуры газа перед
турбиной, внутренних к. п. д. турбин
и компрессоров, наличия регенерации,
промежуточных охладителей и подо-
грева газа [29, 45].
102

6-2. РЕГЕНЕРАЦИЯ ТЕПЛОТЫ
ПРОМЕЖУТОЧНОЕ ОХЛАЖДЕНИЕ
И ПРОМЕЖУТОЧНЫЙ ПОДОГРЕВ
РАБОЧЕГО ГАЗА
Регенерация теплоты. С целью по-
вышения к. п. д. ГТД применяют ре-
генеративный подогрев сжатого газа
после компрессора выхлопными газами
турбины (рис. 6-5 и 6-6). В идеаль-
ном ГТД выхлопные газы могут быть
охлаждены в регенераторе до темпе-
ратуры воздуха на нагнетании ком-
прессора tlu K, а воздух из компрессора
нагрет до температуры газов на вы-
хлопе турбины tn г.
В реальном ГТД воздух нагревает-
ся до температуры
*р = *вл-Д*р.Р, (6-2)
а выхлопные газы охлаждаются до
температуры
*у.г = <е.« + Д<р.ж. (6-3)
где Д/р. г и Д/р# х — разности темпе-
ратур на «горячей» и «холодной» сто-
ронах регенератора, оптимальные зна-
чения которых определяются технико-
экономическими расчетами. При от-
крытых схемах ГТД Д/р обычно сос-
тавляет 60—80° С.
Теплоемкости потоков выхлопных
газов и воздуха обычно примерно оди-
наковы (GKCp «GTCp), поэтому и
Д/р> г ж AtPm x. Введение регенерации
уменьшает потерю теплоты с выхлоп-
ными газами на qp, измеряемую пло-
щадью 9-6-4-10 (рис. 6-6). Поскольку
количество теплоты qp передается воз-
духу из компрессора, то на такую же
величину уменьшается расход теплоты
топлива в подогревателе ГТД (камере
сгорания):
0под==?под--?р. (6-4)
где (/„од и <7поД — соответственно рас-
ходы теплоты топлива в подогревателе
(КС) до и после введения регенерации.
Полезная работа идеального ГТД
'иол = QM. p (механическая работа) из-
меряется площадью 1-2-3-4-1 и оди-
накова как при наличии, так и при
отсутствии регенерации:
/ —/р
''ПОЛ •'ПОЛ*
Термический к. п. д. цикла без
регенерации:
Рис. 6-5. Схема ГТД с регенерацией теплоты.
/ — компрессор; 2 — регенеративный теплооб-
менник; 3 — подогреватели газа перед турбиной;
4 — газовая турбина; 5 — генератор.
Рис. 6-6. Цикл ГТД с регенерацией теплоты
в 7\ s-диаграмме.
То же с регенерацией
Деля почленно уравнения, нахо-
дим:
Из формулы (6-7) видно, что реге-
нерация всегда дает повышение к. п. д.
СП? > %)> причем эффективность ре-
генерации тем больше, чем больше от-
ношение <7р/<7под-
По рис. 6-6 для идеального ГТД
при изоэнтропном расширении газа
в турбине
Отношение давлений е всегда боль-
ше единицы, а величина qp/qn0Jl яв-
ляется правильной дробью. Поэтому
с увеличением е отношение qp/qn0Jl
снижается. Следовательно, регенера-
ция дает тем больший эффект, чем ни-
же е. Этим объясняется то, что при
прочих равных условиях регенератив-
103

ные ГТД имеют более низкую опти-
мальную степень сжатия е, чем без-
регенеративные.
С повышением температуры газа
перед турбиной Т11#т и при прочих
равных условиях эффективность ре-
генерации, как видно из формулы
(6-8), несколько возрастает.
Регенерацию в ГТД принято ха-
рактеризовать степенью регенерации
а, которая равна отношению факти-
чески регенерированной теплоты к
предельно возможной в идеальном
случае.
Поскольку GKCp ^ GTCp, то обычно
степень регенерации определяют по
формуле
где tp = и.т — А/р'. г — температура
подогрева воздуха в регенераторе.
Оптимальное значение а определяется
технико-экономическими расчетами и
составляет обычно для разомкнутых
схем 0,6—0,75.
Промежуточное охлаждение и про-
межуточный подогрев. Удельная ра-
бота компрессора (на 1 кг газа), как
известно из термодинамики, равна:
гДе Чк — внутренний относительный
изоэнтропный к. п. д. компрессора.
Введение промежуточного охлаж-
дения (ПО) снижает температуру tl. K,
при которой газ поступает к ступеням
компрессора, расположенным после
ПО (рис. 6-7) и соответственно умень-
шает удельную работу в них. Поэтому
суммарная удельная работа частей
компрессора до и после ПО меньше
удельной работы компрессора, сжи-
104
Рис. 6-7. Схема ГТД с промежу-
точными охлаждением и подо-
гревом газа.
/ — компрессор низкого давления;
2 — компрессор высокого давления;
3 — промежуточный газоохладитель
(ПО); 4 — регенеративный теплообмен-
ник; 5 — смешивающий подогрева-
тель газа перед турбиной (камера сго-
рания); 6, 7 — газовые турбины вы-
сокого и низкого давления; 8 — элек-
трогенератор.
мающего газ до того же конечного дав-
ления без ПО.
Поскольку полезная механическая
работа ГТД равна:
. /п = /т-/к. (6-П)
то уменьшение /к на Д/к увеличивает
полезную работу ГТД на такую же
величину:
1'П=1п + Ык.
Аналогично промежуточный подо-
грев (ПП) газа в турбине увеличивает
удельную работу газа в ней Д/т и
полезную работу ГТД до
/П=/П + Д/Т.
Удельная работа 1 кг газа в тур-
бине
Обычно в ГТД устанавливают по
одному ПО и ПП и лишь редко по два.
Объясняется это довольно быстро за-
тухающим влиянием увеличения числа
ПО и ПП на показатели ГТД, а также
конструктивными соображениями.
Полагая ет ^ ек (в действительно-
сти разница составляет несколько
процентов), находим, пользуясь фор-
мулами (6-10) и (6-12), отношение
работ компрессора и турбины:
Удельная полезная работа газо-
турбинного двигателя
h = (/т - к) Т]эм = It (I ~ IJlt) Лэм-
(6-14а)
Пусть Тв к = 300 К; Ти т =
= 973 К; т|к = Лт = 0.85; г\эм = 0,96;
е = 5, тогда по (6-13) /к//т = 0,675.

Соответственно полезная работа ГТД
/п = /т (1 - 0,675) 0,96 = 0,3 1/т.
Таким образом, в рассмотренном
примере около 70% мощности турбины
расходуется на привод компрессора и
только около 30% отдается внешним
потребителям.
Следствием характерного для ГТД
большого отношения /Т/7П является
большое влияние ПО и ПП на удель-
ную полезную работу газа в ГТД, а
также большое влияние т]т и т)к на
к. п. д. ГТД.
Из (6-14а) следует, что
Д/п = (А/т + А/к)Лэм. (6-146)
Пусть ПО уменьшило работу ком-
прессора на 15%, а ПП увеличил
работу турбины также на 15%, тогда
прирост полезной удельной работы в
рассмотренном ранее примере соста-
вит:
Д/п = /т (0,15 + 0,675- 0,15) 0,96 =
= 0,24/т.
Соответственно полезная мощность
возрастает до 0,31 + 0,24 = 0,55/т.
Таким образом, применение ПО и
ПП увеличило полезную работу 1 кг
газа в l'Jln ^0,55/0,31 = 1,77 раза.
Рассмотрим влияние ч\т и г\к на
к. п. д. ГТД. Пусть относительное
изменение внутреннего к. п. д. тур-
бины составило Дт]т = ± Дг]т/г|т, а ком-
прессора Дт]к = ± ДИк^к- Тогда, с
учетом того, что 1п = (/т — /к) т]эм, а
9под = idem, относительное изменение
к. п. д. ГТД составит:
Большое влияние г)т и г\к на к. п. д.
ГТД наглядно иллюстрируется
табл. 6-1.
Как видно из табл. 6-1, одновре-
менное повышение г\т и г\к примерно
на 2% (с 0,85 до 0,87) приводит к уве-
личению полезной мощности и к. п. д.
примерно на 13%. Так как мощность
турбины больше мощности компрессо-
ра, то изменение к. п. д. турбины на
величину Дг]т сказывается на к. п. д.
газотурбинной установки больше, чем
Таблица 6-1
Влияние к. п. д. турбины
и компрессора на к. п. д. ГТД
^т
0,85
0,87
0,87
^К
0,85
0,85
0,87
Мощности
турбины и
компрессора,
кВт
"т
33 300
34 100
34 100
"к
22 500
22 500
22 000
Потерн, кВт
ооо
ооо
ОО 0000
Полезная мощность
ГТД, кВт
10 000
10 800
11300
текущего
• п. д.
шналь-
д.
Отношение
значения к
ГТД к ио*<
ному к. п.
1,0
1,08
1,13
изменение на такую же величину
к. п. д. компрессора.
Большое влияние г]т и т)к на к. п. д.
ГТД указывает на необходимость
поддерживать их при эксплуатации
на возможно высоком уровне путем
предотвращения образования отложе-
ний в проточных частях, возникаю-
щих при попадании пыли с всасыва-
нием воздухом, масла из воздушных
фильтров, механических примесей топ-
лива, а также из-за эрозии лопаток
и др.
6-3. РЕЖИМНЫЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ ГТД
В ГТД повышение давления рабо-
чего тела производится компрессором,
по отношению к которому турбина
играет роль потребительской сети (см.
рис. 6-1). Как компрессор, так и тур-
бина ГТД имеют свои газодинамиче-
ские характеристики, отражающие
взаимосвязь между давлением и рас-
ходом газа через них, поэтому при
совместной работе турбины и компрес-
сора рабочая точка ГТД определяется
пересечением их характеристик. Ти-
пичная экспериментальная характе-
ристика осевого турбокомпрессора
(ТК) показана на рис. 6-8.
Как видно из рисунка, между час-
тотой вращения турбокомпрессора пк,
его массовой производительностью GK
и развиваемым давлением (piU K =
== еРп. к) существует однозначная
связь. Произвольно могут быть выб-
раны только какие-либо две величины,
например GK и пКУ а третья ек полу-
чается вынужденной и не может быть
изменена.
105

Рис. 6-8. Экспериментальная характеристи-
ка осевого компрессора.
Рабочая зона компрессора ограни-
чивается линией АБ, левее которой
компрессор работать не может; начи-
нается помпаж, т. е. срыв подачи
газа компрессором.
Характеристика турбины при обыч-
ных для ГТД значениях ет > 3 -*- 4 и
нагрузках более 50% (рис. 6-9)
приближенно описывается уравне-
нием
где индекс 0 относится к исходному
режиму, индекс штрих — к текущему.
Из уравнения (6-16) следует, что
в координатах GT, plu т линии Гн# т =
106
= const должны быть прямыми
(рис. 6-9), так как расходы при Тн> т =
== const прямо пропорциональны дав-
лению газа перед турбиной.
Чем выше Г». т, тем меньше массо-
вый расход через турбину G'T при дан-
ном рн т. Поэтому линия tlu т = 600°С
располагается ниже линии tH T =
= 750° С и т.д. Уравнение (6-16)
позволяет построить с небольшой по-
грешностью линии Тн т = const в
основной части характеристики по
одной известной точке (полагая Т„. т =
= Ти, т при рн т = var, а затем /?н> т =
= const при Тп т = var), при этом,
чем меньше г, тем погрешность фор-
мулы (6-16) больше.
Совмещенные характеристики ком-
прессора и турбины одного серийного
ГТД показаны на рис. 6-9. Условиями
взаимосвязи их характеристик яв-
ляются /7П. к ж /?н. т, точнее, рНя T =
= рПя к — Д/?п (Дри — потери давле-
ния на стороне нагнетания), a GT ^
« GK или, точнее, GT =^ GK + GTon —
— Gyr *. Таким образом, каждой час-
тоте вращения ГТД и температуре
газа перед турбиной Тн т соответ-
ствует определенный расход рабочего
тела через двигатель и определенное
давление газа перед турбиной (линии
рн. t->G? и р^, t->Gt на рис. 6-9).
Поскольку полезная работа 1 кг
газа в ГТД /п зависит от температуры
перед турбиной Тн т и отношения дав-
лений в турбине и компрессоре ек,
ет, а мощность ГТД равна МГтд =
= /nG, то каждому значению частоты
вращения и /н т соответствует опре-
деленная мощность ГТД.
Отмеченная зависимость опреде-
ляет режимные характеристики, т. е.
зависимость мощности и к. п. д. ГТД
от частоты вращения, температуры
газа перед турбиной tHm т (Гн> т) и
перед компрессором tBmK (TBK)f а так-
же от степени загрузки ГТД по мощ-
ности.
Начнем с рассмотрения режимных
характеристик одновальных ГТД, от-
личительной особенностью которых
является жесткая связь между часто-
тами вращения турбины и компрессо-
ра. Когда турбина и компрессор сидят
на одном валу, пк = ят, а если они
* 6-гоп ■— расход топлива; (?ут — утечка
рабочего тела в цикле.

связаны редуктором, то /гт кратно пк
(/гт//гк = const).
Газотурбинные двигатели, приво-
дящие электрогенераторы, работают
с постоянной частотой вращения. Рас-
смотрим влияние температуры наруж-
ного воздуха /н. в = ^в. к на характе-
ристику ГТД при п = const.
Из теории турбокомпрессоров [67]
известно, что при одинаковых часто-
тах вращения пк и объемных расходах
VK они развивают зимой значительно
большее давление, чем летом, поэто-
му линия п = const на характеристи-
ке турбокомпрессора зимой и летом
занимает разное положение (рис. 6-10).
С другой стороны, характеристика
турбины ри т = / (GT, tUm T) от темпе-
ратуры наружного воздуха tBmK не
зависит. Поэтому при неизменных /н#т
и пк рабочие точки ГТД определяют
зимой и летом разные значения GT и
/7Н>Т, например точки Л и С на рис.
6-10. Летом бывают меньше как
GT, так и рн> т. Снижение pHt T (ет)
уменьшает работу 1 кг газа в турбине
/т (6-12). Удельная работа компрессо-
ра 1К при п = const и объемном рас-
ходе Ук = idem остается практически
неизменной. В итоге удельная полез-
ная работа ГТД /п = /т — /к умень-
шается.
Мощность ГТД
^гтд = /пС (6-17)
Поскольку с ростом tBK (лето)
уменьшаются одновременно оба мно-
жителя /п и G, то мощность ГТД
сильно зависит от tBm к = /н# в, т. е.
от температуры наружного воздуха.
На рис. 6-11 показана зависимость
• Л^гтд от tlu в при п = const для одно-
вального ГТД по простой схеме (без
ПО и ПП), при которой Л^гтд и т]Гтд
в наибольшей степени зависят от /в- к.
Как видно из рисунка, при темпера-
тур6 *н.в = — 15°С мощность ГТД
почти в 1,5 раза больше, чем при tlu B =
= +15° С (при неизменных п и /11#т).
С понижением температуры наруж-
ного воздуха tBm к к. п. д. ГТД увели-
чивается, но далеко не так быстро,
как мощность (рис. 6-11). Объясняется
это тем, что с понижением /в к растет
не только удельная полезная работа
ГТД /п, но и удельный расход топлива
из-за поступления в камеру сгорания
воздуха с более низкой температурой
(чем ниже tBt к, тем ниже /н< к при про-
чих равных условиях). На т]Гтд рас-
ход газа G не влияет.
Посмотрим, как влияет на показа
тел и одновального ГТД с п = const
неполная его загрузка. При п = const
рабочие точки ГТД могут распола-
гаться только на линии п = const, по-
этому уменьшить мощность ГТД мож-
но снижением /„ т. Так, при сниже-
нии *НвТ с 700 до 600° С (рис. 6-11)
рабочая точка переместится из Л в Б,
соответственно снизится давление газа
перед турбиной рн> т и несколько воз-
растет расход *. Работа 1 кг газа в
турбине /т снижается пропорциональ-
но абсолютной температуре перед ней
1 Увеличение GT незначительно благо-
даря большой крутизне линий п = const
осевого' турбокомпрессора (см. рис. 6-8).
Рис. 6-10. Влияние температуры на ьходе
в компрессор /в. к на работу ГТД.
Рис. 6-11. Зависимость мощности и к. п. д.
одновального ГТД по простой схеме (без ПО
и ПП) от температуры наружного воздуха.
/ — температура газа перед турбиной; 2 — мощ-
ность ГТД (% номинальной); 3 — к. п. д. ГТД
(% номинального).
107

L * и множителю
По-
лезная мощность ГТД уменьшается
гораздо быстрее, чем /т (см. §6-2),
поэтому снижение мощности ГТД
идет быстрее относительного сниже-
ния tHT.
Однако снижение /н т и е приво-
дит к уменьшению к. п. д. цикла (см.
рис. 6-4), поэтому регулирование сни-
жением /НшТ связано с существенным
снижением к. п. д. ГТД.
Зависимость расхода топлива ГТД
от степени загрузки в пределах 35—
100% номинальной мощности до-
вольно хорошо описывается прямыми
линиями (рис. 6-12), как и в случае
паровых турбин, только условный
коэффициент холостого хода х у ГТД
больше, чем у паровых турбин. Для
Рис. 6-12. Зависимость расхода топлива ГТД
от степени его загрузки по мощности при
п = const.
Рис. 6-13. Схема двухвального ГТД без ПО
и ПП.
/ — компрессор ГТД; 2 — регенеративный тепло-
обменник; 3 — камера сгорания; 4 — турбина
высокого давления; 5 — турбина низкого давле-
ния; 6 — электрогенератор; 7 — компрессорный
вал (n = var); 8 — силовой вал (п = const).
108
одновальных ГТД (1) х ^0,35 -*- 0,45
для двухвальных (2) x»0,2-f 0,25.
Приведенные данные показывают,
что режимные характеристики одно-
вальных ГТД затрудняют их эконо-
мичную эксплуатацию в качестве ге-
нераторных (м = const). Режимные
характеристики одновальных ГТУ, ра-
ботающих с переменной частотой вра-
щения (привод компрессоров, насосов,
винтов и т. п.), благоприятнее гене-
раторных. Изменяя частоту вращения
двигателя, можно изменять расход
рабочего тела через ГТД и получать
необходимую мощность при значи-
тельно меньшем снижении /нт, а
следовательно, и к. п. д., чем в слу-
чае п = const.
С целью улучшения режимных ха-
рактеристик применяют двухвальные
ГТД, которые называют также ГТД
с разрезным валом или ГТД со сво-
бодной силовой турбиной.
Двухвальными называют ГТД, у
которых нет жесткой связи между час-
тотами вращения компрессора (или
части компрессора) и турбины, точ-
нее, части турбины, выдающей полез-
ную мощность. Схема простейшего
двухвального ГТД показана на
рис. 6-13. Турбина состоит из двух
частей — высокого давления (ТВД) и
низкого давления (ТНД), размещае-
мых на разных валах. Одна часть тур-
бины приводит компрессор и работает
с переменной частотой вращения (п =
= var), другая приводит электрогене-
ратор с п = const.
Валы могут располагаться как
параллельно, так и по одной оси.
В последнем случае обе части тур-
бины располагаются в одном корпусе
(рис. 6-14), а вал двигателя между
соответствующими ступенями «разре-
зают».
Снижать мощность двухвального
ГТД можно уменьшением частоты вра-
щения компрессорного вала, что
уменьшает как расход рабочего газа
через ГТД, так и давление перед тур-
биной (см. рис. 6-9), поэтому нужное
снижение мощности достигается при
сравнительно небольшом изменении
/,, т, а следовательно, и к. п. д. ГТД
(см. рис. 6-12).
У двухвальных ГТД необходимо
обеспечивать баланс мощности на ва-
лу, не связанном с внешним потреби-

телем (генератором). Например, у ГТД
по рис. 6-13, 6-14 мощность ТВД на
всех режимах работы должна быть
равна мощности компрессора.
Со снижением частоты вращения
вала 7 мощность компрессора умень-
шается быстрее, чем мощность ТВД,
поэтому для баланса мощности при-
ходится снижать температуру газа
перед ней. На рис. 6-9 показана сов-
мещенная характеристика одного из
изготовляемых в СССР ГТД по схеме
рис. 6-14. Линия ABC показывает
значения txu T, при которых (для дан-
ных GK и рп к) обеспечивается баланс
мощности на компрессорном валу.
У крупных двухвальных ГТД ком-
прессор обычно разделяют на две или
три части с промежуточным охлажде-
нием, располагая одну из частей на
генераторном валу (рис. 6-15). Этим
достигается более равномерное рас-
пределение мощности по валам. Кроме
того, наличие компрессора на гене-
раторном валу предохраняет его от
разноса при внезапном сбросе на-
грузки, так как потребляемая им
мощность пропорциональна примерно
кубу частоты вращения.
От того, на каком валу располо-
жена турбина высокого давления и
какую часть компрессора (КВД или
КНД) она приводит, существенно за-
висят характеристики ГТД. Нахож-
дение оптимального распределения
турбомеханизмов ГТД по валам яв-
ляется сложной задачей и решается
с учетом требующихся характеристик
двигателя и ряда других факторов.
У двухвальных ГТД по сложным
схемам зависимость к. п. д. от за-
грузки более благоприятна. Так, по
проектным данным к. п. д. ГТД с
двумя ПО и одним ПП при нагрузке
50% номинальной снижается всего
приблизительно на 7%.
В СССР в настоящее время ста-
ционарные ГТУ изготовляют как по
одновальной, так и по двухвальной
схеме (см. табл. 7-1).
В СССР наиболее распространена
следующая маркировка стационарных
газотурбинных агрегатов. Первые две
буквы ГТ обозначают газотурбинный
агрегат. Первая цифра — мощность,
МВт, вторая — температуру газа пе-
ред турбиной, °С,третья — заводскую
модификацию агрегата (рис. 6-15).
Рис. 6-14. Схема ГТД с «разрезным валом».
/ — компрессор ГТД; 2 — регенеративный тепло-
обменник; 3 — камера сгорания; 4 — турбина вы-
сокого давления; 5 — турбина низкого давления;
6 — электрогенератор; 7 — компрессорный вал;
8 — силовой вал; 9 — корпус турбины.
Рис. 6-15. Принципиальная схема ГТД
ГТ-100-750-2 мощностью 100 МВт Ленинград-
ского металлического завода.
/ — компрессор низкого давления; 2 — компрес-
сор высокого давления; 3 — турбина высокого
давления; 4 — турбина низкого давления; 5 —
камера сгорания высокого давления; 6 — то же
низкого давления; 7 — воздухоохладитель; 8 —
электрогенератор.
6-4. ГТУ ПО ЗАМКНУТОЙ СХЕМЕ
И С АВИАЦИОННЫМИ ГТД
В ГТД по замкнутой схеме (рис. 6-16)
рабочий газ после турбины и регенератив-
ного теплообменника поступает через охла-
дитель во всасывающий патрубок компрес-
сора. В замкнутой схеме все подогреватели
и охладители могут быть только поверхно-
стными. Если в замкнутый контур ГТД
специальным наполнительным компрессором
подать столько рабочего газа, что давление
его перед компрессором составит, например,
0,6 МПа, то давление газа во всех точках
замкнутого контура увеличится в 6 раз по
сравнению с давлением при аналогичной ра-
зомкнутой схеме. Объясняется это тем, что
по свойствам турбокомпрессоров при одина-
ковых частотах вращения, объемных расхо-
дах и температурах газа перед компрессо-
ром ек остается неизменной [29, 68]. На-
пример, пусть при рв>к = 0,1 МПа в разомк-
нутой схеме ек = рн.к/рв.к = 5/1=5 = ет =
= Рн.т/Рв.т (пренебрегая потерями давле-
ния). Если эту схему «замкнуть» и поднять
Рвак Д° °'6 МПа> т0 Р3н. к = 0,6 • 5 = 3,0 МПа^
ър*™, а рвт^рвк = 3,0/5 = 0,6 МПа.
По свойствам турбокомпрессоров и тур-
бин при неизменных п, Гн.т, ТВтК и ек и
прочих равных условиях неизменными бу-
дут и объемные расходы газа через ком-
109

прессор и турбину (KK = idem; I/T = idem).
Следовательно, объемные расходы газа при
разомкнутой и замкнутой схемах одинаковы.
Плотность газа при неизменной температуре
пропорциональна его давлению. Следова-
тельно, массовый расход газа через комп-
рессор и турбину при замкнутой схеме боль-
ше, чем при разомкнутой (при прочих рав-
ных условиях):
Из формул (6-10) и (6-12) видно, что ра-
бота 1 кг газа в турбине /т и компрессоре
/к зависит от отношений давлений газа в
этих турбомеханизмах ет и ек и не зависит
от абсолютных значений давлений газа до
и после компрессора и турбины рн. т, рн.к»
Рв. т и т- Д- Мощности турбины и компрес-
сора определяются произведениями NT —
= GTlT и NK = GKlK. С учетом формулы (6-18)
отношение мощностей ГТД по замкнутой и
разомкнутой схемам (при прочих равных
условиях) составит:
В рассмотренном примере «замыкание»
схемы позволяет увеличить мощность ГТД
при тех же размерах проточных частей тур-
бомеханизмов (а, следовательно, и их габа-
ритов) и тех же Тн.т, ек, ет, %, %вб раз.
Свойства и показатели циклов ГТД по
замкнутой и разомкнутой схемам одинако-
вы. При одинаковых значениях Тп, т, Гв.к,
Лт* %> °" одинаковы оптимальные отноше-
ния давлений еопт, а также значения к. п. д.
цикла, температуры в различных точках и
др. Одинаково влияние промежуточных по-
догревов и охлаждений газов на к. п. д. и
удельный расход рабочего газа g, кгДкВт • ч).
Замкнутая схема ГТД имеет по сравне-
нию с разомкнутой следующие особенности.
1. Во много раз (примерно пропорцио-
нально рв.к) увеличивается максимально
возможная единичная мощность ГТД. При
равных мощностях-турбомеханизмы ГТД по
Рис. 6-16. Газотурбинный двигатель по замк-
нутой схеме.
/ — компрессор; 2 — газовая турбина; 3 — реге-
неративный теплообменник; 4 — поверхностный
подорреватель газа; 5 — охладитель газа перед
компрессором; 6 — электрогенератор; 7 — на-
полнительный компрессор.
замкнутой схеме имеют значительно мень-
шие размеры и стоимость.
2. Экономически оптимальная степень
регенерации при замкнутых схемах больше,
что способствует повышению к. п. д. ГТУ.
Объясняется это тем, что коэффициент тепло-
отдачи в регенераторе пропорционален дав-
лению газа в степени 0,6—0,8.
3. Рабочий газ из установки не сбра-
сывается, поэтому в ней может быть применен
любой, наиболее выгодный для данного слу-
чая газ, например гелий при атомных уста-
новках с ГТД.
При одинаковых относительных потерях
давления в регенераторе и других теплооб-
менниках коэффициент теплоотдачи а у
гелия примерно в 2,5 раза больше, чем у
воздуха того же давления.
При давлении 6,0 МПа и потере давле-
ния в теплообменнике 2% коэффициент тепло-
отдачи гелия —стенка агел ^ 4000 Вт/(м2х
Х°С), т. е. практически такой же, как у
воды.
4. Благодаря поверхностному подогреву
может быть использовано любое, в том числе
и твердое, топливо. Рабочий газ *не загряз-
няет проточных частей турбомеханизмов,
что сохраняет значения г)т и г)к во время
эксплуатации на исходном уровне (добавля-
емый газ очищается).
5. Мощность ГТД регулируется изме-
нением давления газа в замкнутом контуре.
Так, если при выпуске части газа из кон-
тура давление перед компрессором умень-
шено в 2 раза, то согласно формуле (6-19)
примерно в 2 раза уменьшится и мощность
ГТД. При этом остаются практически неиз-
менными все величины, от которых зависят
показатели цикла Тн.т, Тв.к, ет,8 к и объем-
ные расходы газа VK, VT, которые опреде-
ляют треугольники скоростей в проточных
частях турбомеханизмов, а следовательно,
и %, % и др. Благодаря постоянству объем-
ных расходов газа через компрессор и тур-
бину независимо от степени загрузки ГТУ
как компрессор, так и турбина могут (при
любых мощностях ГТУ) работать в зоне
максимального внутреннего к. п. д. (см.
рис. 6-8). Благодаря отмеченным факторам
к. п. д. ГТД при частичных нагрузках почти
не снижается. Так, при нагрузке 50% номи-
нальной удельный расход топлива возрас-
тает всего примерно на 2%, а при нагрузке
25% —примерно на 6%.
6. Главным и очень серьезным недос-
татком ГТД по замкнутой схеме, работаю-
щих на органическом топливе, является
потребность в высокотемпературном поверх-
ностном подогревателе газа перед турбиной
— „воздушном котле", который удорожает
и усложняет установку, приближая ее к
паротурбинной. Кроме того, при поверхност-
ном подогреве появляется потеря теплоты
с уходящими дымовыми газами, что сни-
жает к. п. д. ГТУ на 8—12% (относитель-
ных)-
7. Серьезным недостатком замкнутой
схемы является трудность достижения высо-
ких температур газа перед турбиной. При
смешивающем подогреве, который приме-
няется в разомкнутых ГТУ, воздействию
высокой температуры подвержены только
по

лопатки и диски первых ступеней. Масса
этих элементов сравнительно невелика, поэ-
тому для них оправдывается применение
особо жаропрочных материалов. Кроме того,
эти элементы в современных ГТД охлаждают.
При поверхностном подогреве масса
напряженных элементов, работающих при
высокой температуре, возрастает во много
раз (трубки подогревателя при высоком
давлении и др.). Температура стенок тру-
бок подогревателя должна быть выше тем-
пературы нагреваемого газа, причем эти
трубки нельзя охлаждать.
Максимально достигнутая в мировой
практике температура газа перед турбиной
при замкнутой схеме составляет около 700 °С,
в то время как стационарные ГТУ по разом-
кнутой схеме строят с fH.T = 800-5-950
и 1050 °С.
По изложенным выше причинам ГТД
по замкнутой схеме на органическом топ-
ливе неперспективны; однако они весьма
перспективны для атомных газотурбинных
установок.
Упрощенная схема атомной газотурбин-
ной установки показана на рис. 6-17.
В качестве рабочего газа используется
гелий, который в реакторе не активируется,
что позволяет применять одноконтурную
схему. Кроме того, у гелия высок коэффи-
циент теплоотдачи (см. выше). У атомных
ГТУ отпадают отмеченные в пп. 6 и 7
недостатки замкнутых схем и сохраняются
все их преимущества. Так, отпадает потреб-
ность в дорогом поверхностном высокотем-
пературном теплообменнике, так как газ
нагревается непосредственно в атомном
реакторе, соответственно нет потерь теп-
лоты с уходящими дымовыми газами в подо-
гревателе (см. рис. 6-16).
В настоящее время уже есть опытные
атомные реакторы, в которых рабочий газ
подогревается до 750—950 °С.
Коэффициент полезного действия атом-
ной ГТУ при £н.тг=^850 °С может превы-
шать 40%. Весьма перспективными могут
быть атомные газотурбинные ТЭЦ.
Благодаря замкнутой схеме атомные
ГТУ можно строить единичной мощностью
до 1000 МВт и более. Объемный расход
гелия на выходе из турбины в 25—40 раз
меньше объемного расхода пара на выходе
из паровой конденсационной турбины той
же мощности.
ГТУ с авиационными ГТД. В стационар-
ных газотурбинных двигателях часть мощ-
ности, развиваемая турбиной, расходуется
на привод компрессора, сжимающего рабо-
чий газ для силового цикла, а остальная —
на выдачу полезной мощности (привод генера-
тора, технологического компрессора и др.).
В авиационных турбореактивных двигате-
лях (ТРД) турбина предназначена только
для привода компрессора, поэтому ее выхлоп-
ные газы имеют перед реактивным выхлоп-
ным соплом еще значительное избыточное
давление по сравнению с давлением окру-
жающей среды, а также высокую темпера-
туру.
Если установить ТРД неподвижно на
земле и убрать сопло, то он превратится
в генератор горячего газа под давлением,
Рис. 6-17. Упрощенная схема атомной элект-
ростанции с ГТД по замкнутой схеме.
/ — компрессор низкого давления; 2 — компрес-
сор высокого давления; 3 — атомный реактор;
4 — турбина высокого давления; 5 — турбина
низкого давления; 6 — электрогенератор; 7 —
охладитель газа перед компрессором; 8 — регене-
ративный теплообменник.
энергия которого может быть использована
в турбине, приводящей электрогенератор
или "другие механизмы.
Установка будет при этом аналогична
двухвальному ГТД по рис. 6-12, в котором
роль компрессорного вала играет ТРД.
Авиационные двигатели бывают также
турбовинтовые (ТВД). У этих двигателей
.турбина приводит кроме компрессора про-
пеллер, и только небольшое избыточное
давление газа используется для создания
струи, дающей реактивную силу. ТВД могут
быть приспособлены для непосредственного
привода генератора. Рабочая частота вра-
щения современных ТВД составляет 6000—
18 000, а пропеллера —800—1500 об/мин.
Поэтому ТВД имеют редукторы, которые,
несмотря на передаваемые большие мощ-
ности—до 10 000 кВт, работают с к. п. д.
0,98—0,99.
Достоинством авиационных ГТД явля-
ется их компактность, малая масса и ком-
плектность,' а также отработанность кон-
струкции. Благодаря серийному производ-
ству удельная стоимость этих двигателей
в несколько раз меньше удельной стоимости
обычных стационарных ГТД.
Моторесурс авиационных ГТД (АГТД)
при работе на самолетах составляет 1000—
3000 ч. На земле он больше, но все же во
много раз меньше моторесурса обычных
стационарных ГТД. Пускаются АГТД авто-
матически за несколько минут. Коэффициент
полезного действия большинства совре-
менных АГТД при работе на земле состав-
ляет 20—25%. Благодаря отмеченным осо-
бенностям АГТД мало подходят для
установок, предназначенных для базовых
нагрузок, однако они хорошо подходят для
пиковых установок и привода резервных
механизмов. За рубежом работает большое
число пиковых электростанций с АГТД
мощностью до 100 МВт и выше. Газы от
крупного турбореактивного двигателя могут
обеспечить мощность турбины 16—20 МВт.
Годовое число часов работы пиковых
электростанций составляет 500—1500 ч, поэ-
тому их экономичность в большей степени
зависит от удельной стоимости установки,
а к. п. д. двигателя имеет меньшее значе-
ние, чем для базовых ТЭС. Исследования
показали, что при удельной стоимости пико-
111

вых ТЭС, в 2 раза меньше, чем базовых,
они экономически оправдываются при к. п. д.
двигателей не ниже 20%.
На промышленных предприятиях АГТД
применяют для привода резервных круп-
ных насосов и других механизмов, на резерв-
ных ЭС, а также для размораживания и
очистки железнодорожных вагонов и других
емкостей, продувки карьеров и др.
Используются АГТД также на буровых
вышках. В СССР выпускаются газотурбин-
ные энергопоезда с АГТД типа АИ-20 мощ-
ностью 2500 кВт, к. п. д. 19%, с моторе-
сурсом до первого капитального ремонта
10 000 ч. Получили распространение плаву-
чие ГТУ „Северное сияние" с тремя стацио-
нарными ГТД по 12 МВт (один резервный).
6-5. ЗАДАЧИ И ОБЩАЯ МЕТОДИКА
РАСЧЕТА ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ГТУ
Расчет тепловой схемы газотурбин-
ной установки ведется с целью опре-
деления ее к. п. д., расходов топлива
и рабочего газа, мощности отдельных
турбомеханизмов, температур газа в
различных точках газового тракта
установки, состава и температуры
выхлопных газов, а также других
данных, необходимых для определе-
ния технико-экономических показа-
телей установки, выбора ее вспомога-
тельного оборудования, проектиро-
вания теплоиспользующих устройств
теплофикационных ГТУ, газовоздухо-
проводов, водоснабжения, воздухо-
заборных и воздухоочистительных
устройств и др., а также определения
возможности использования выхлоп-
ных газов, содержащих 15—18% кис-
лорода, для сжигания топлива в дру-
гих агрегатах.
Расчет тепловой схемы начинается
с определения мощности (работы) тур-
бины и компрессора.
Разность мощностей — развивае-
мой газовой турбиной и потребляемой
компрессором газотурбинного двига-
теля (см. рис. 6-1) — является полез-
ной мощностью ГТД:
Nn = NT-NK = lTGT-lKGK, (6-20)
где /т и 1К — соответственно удельная
работа 1 кг газа в турбине и компрес-
соре; Gt и GK — соответственно массо-
вые расходы рабочего газа через тур-
бину и компрессор.
Массовые расходы рабочего газа
через компрессор и турбину примерно
одинаковы. Некоторое их различие вы-
зывается тем, что в камере сгорания
(смешивающем подогревателе) к ра-
бочему газу добавляется топливо, что
увеличивает массовый расход газа
через турбину, а утечки воздуха
через концевые уплотнения компрес-
сора и турбины уменьшают расход
газа через турбину.
Относительный массовый расход
топлива зависит от схемы и парамет-
ров ГТД. При простых схемах без
промежуточного охлаждения (ПО)
компрессоров и промежуточного по-
догрева (ПП) в турбине и при сжига-
нии топлива с высокой теплотой сго-
рания — около 40 000 кДж/кг (при-
родный газ, жидкое топливо) массовый
расход топлива составляет около 1 %
расхода рабочего газа, а при сложных
схемах — до 2%. Утечки воздуха сос-
тавляют при простых схемах около
0,5% общего расхода, а при слож-
ных— до 1—2% из-за увеличения
давления, числа корпусов и концевых
уплотнений. Почти у всех современ-
ных ГТД 1—2% воздуха используется
для охлаждения одной или нескольких
ступеней турбины, работающих при
высоких температурах. Этот воздух
затем соединяется с основным потоком
рабочего газа в турбине и совершает
в ней полезную работу. Однако из-за
более низкой его температуры и не-
которого возмущения основного по-
тока в местах смешения с воздухом
мощность турбины несколько умень-
шается. Влияние всех выше отмечен-
ных факторов примерно взаимно ком-
пенсируется.
Когда тепловой расчет ведется для
конструирования проточной части
турбины и ГТД в целом, размеры уте-
чек, расходы воздуха на охлаждение
и к. п. д. ступеней определяют соот-
ветствующими расчетами, что позво-
ляет с достаточной точностью опре-
делить расходы газа по отдельным
ступеням турбины и их мощности.
Если расчет тепловой схемы ведется
для сравнения различных схем про-
мышленных (технологических) ГТУ
с целью определения технико-эконо-
мических показателей ГТУ, их тепло-
фикационных возможностей, выбора
вспомогательных устройств и т. п.,
то в таких расчетах внутренние к. п. д.
турбин и компрессоров (г]т, цк) в це-
лом (по патрубкам) не рассчитывают,
а принимают по аналогичным агре-
112

гатам, литературным данным и т. п.
Аналогично определяются значения
потерь давления. Поэтому для таких
расчетов можно с достаточной точно-
стью принимать GT ==• GK, что позво-
ляет вести расчет ГТД на единицу
массы рабочего тела и весьма упро-
щает расчеты.
При балластированных топливах с
теплотой сгорания около 4000 кДж/кг
(доменный и генераторный газ, газ
подземной газификации) расход топ-
лива может доходить до 10% и более
расхода через воздушный компрессор.
В этом случае необходимо подстав-
лять в формулу (6-20) суммарную
удельную работу компрессоров (воз-
душного и топливного) с учетом доли
сжигаемого горючего газа (топлива)
или вести расчет по мощностям турбин
и компрессоров.
Расчет удельной работы (мощно-
сти) компрессора /к и турбины /т
следует вести с возможно высокой точ-
ностью, так как погрешности при их
определении вызывают в несколько
раз большие погрешности при опре-
делении полезной мощности, а сле-
довательно, и к. п. д. ГТД (см.
табл. 6-1). Газотурбинные двигатели
имеют оптимальные степени повыше-
ния давления в компрессоре е£пт,
которые зависят от схемы ГТД (нали-
чие ПО и ПП), температуры газа перед
турбиной и компрессором, внутрен-
них к. п. д.турбомеханизмов, наличия
регенерации и ее степени. Обычно
е£пт определяют вариантными расче-
тами, задаваясь тремя-четырьмя зна-
чениями ек и строя график Лгтд =
= / (ек). Такой расчет позволяет вы-
явить характер кривой т]Гтд = / (ек)
(пологая или с резко выраженным мак-
симумом и т. д.) и ущерб из-за откло-
нения принятого ек от оптимального.
Коэффициент полезного действия
ГТД определяется выражением
Чгтд = ВДЕ.С1 (6-21)
где QK. с — теплота топлива, пода-
ваемого в камеру сгорания. При рас-
четах на 1 кг
Лгтд = /п/<7к.с. (6-22)
Определив ек, переходят к расчету
/п = 1Т — 1К или Nn = NT — NK. При
этом важно правильно оценить к. п. д.
турбомеханизмов и различные потери.
Современные осевые турбоком-
прессоры (ОК) и газовые турбины
(ГТ) имеют в среднем следующие изо-
энтропные к. п. д. (по патрубкам):
т]т = 0,86 ч- 0,90; т]к = 0,85 -*- 0,88.
В ГТД имеют место потери дав-
ления во всасывающих, соединитель-
ных и выхлопных газопроводах, ка-
мерах сгорания, регенераторах, воз-
духоохладителях компрессоров. При
сравнительных расчетах различных
схем ГТУ и оптимизации их парамет-
ров эти потери обычно оценивают в до-
лях общего отношения давлений в аг-
регате е. Так, если доля суммарных
потерь давления равна ф, то
ет = ек(1-<р). (6-23)
Значения ф колеблются обычно в
пределах 0,05—0,10 в зависимости от
схемы и конструкции ГТУ.
Потери давления на выхлопе обыч-
но оценивают абсолютными цифрами.
Когда нет регенератора, давление на
выхлопе турбины принимают равным
102—104 кПа (~ 1,02—1,04 кгс/см2),
а с регенератором — 105—108 кПа
(1,05—1,08 кгс/см2).
Механические потери в подшип-
никах, потери с утечками рабочего
газа, расход энергии на масляный
насос обычно объединяют и учиты-
вают механическим к. п. д.
При проектировании ГТД т|м оп-
ределяется расчетом по известным
конструкциям подшипников и других
элементов. Для сравнительных рас-
четов схем ГТУ т)м приходится оце-
нивать по данным аналогичных агре-
гатов. Так как у ГТД внутренние
мощности турбоагрегатов значительно
больше полезной мощности ГТД, не-
обходимо учитывать, к какой мощно-
сти относится численное значение т]м.
Когда нет данных по аналогичным
агрегатам, г)м можно оценить, исходя
из того, что потери на трение и утечки
одного корпуса ГТД составляют до
0,5% мощности данного корпуса.
Рассмотрим порядок расчета теп-
ловой схемы ГТД. Для удобства из-
ложения принимается следующая ин-
дексация (см. § 6-1). При наличии
двух компрессоров или турбины (слож-
ные схемы) величины, относящиеся
ко второму турбомеханизму (по ходу
газа), обозначают дополнительным ин-
дексом (два штриха). Например, па-
113

раметры воздуха перед вторым ком-
прессором после ПО обозначают Тв. к,
Рв. к* й. к И Т. П.
Работа 1 кг газа в компрессоре и
турбине при отсутствии внешнего теп-
лообмена как для идеальных, так и
реальных газов равна разности эн-
тальпий:
4 = ^--'в.к = Д'к; (6-24)
't = i"h.t-*b.t = AiV (6-25)
Потери теплоты через конструктив-
ные элементы компрессора и турбины
обычно не превышают 1%, поэтому
ими пренебрегают.
Промежуточное охлаждение ком-
прессоров (ПО) и промежуточный по-
догрев в турбине (ПП) являются
внешними теплообменными процесса-
ми, поэтому формулы (6-24) и (6-25)
относятся только к частям турбин и
компрессоров, между которыми рас-
положены ПО и ПП, если они имеются.
Работа компрессора на 1 кг иде-
ального газа определяется формулой
(6-10).
Температуры воздуха за неохлаж-
даемыми частями компрессоров ГТУ,
как правило, не превышают 150—
200° С. При таких температурах зна-
чения k и ср изменяются мало. Поэтому
работу компрессора с достаточной для
большинства случаев точностью можно
определять по формуле (6-10), при-
нимая для воздуха k = 1,4 и значе-
ние средней удельной теплоемкости ср
по температуре за компрессором.
Для упрощения расчетов по фор-
муле (6-10) в табл. 6-2 приведены
k— 1
значения множителя 8 k в зависимо-
сти от нескольких значений е и к.
Полные таблицы — см. [54].
( — \
Произведение 7\,.к\е k — I) в
формуле (6-10) выражает повышение
температуры газа в идеальном ком-
прессоре
fe— 1
так как Гн.к = Гв.к-е * •
Температура газа на нагнетании
компрессора
<„.к = <в.к + Д*к- (6-26)
Пусть, например, у воздушного
компрессора ек = 3,5. По табл. 6-2
114
Таблица 6-2
m — 1
Значения е m
находим при ек = 3,5 и k = 1,4:
Л/к/Плс = (е^--1) = 0,431;
ср=1,0 кДжДкг-К); *В.К=+17°С;
т]к = 0,86.
По формуле (6-10)
/к= 1,0 (273+17) 0,431-1/0,86 =
= 145,5 кДж/кг.
Температура воздуха на нагнета-
нии компрессора
н к """— в к I ^"^ к —
= 17 + 0,43(273+17)/0,86=162,5°С.
В ряде случаев известен только
политропныйк. п. д. компрессора г)пол;
е
1,1
1,2
1,3
1,4
1,5
1,6
1,7
1,8
1,9
2,0
2,2
2,4
2,6
2,8
3,0
3,2
3,4
3,6
3,8
4,0
4,2
4,4
4,6
4,8
5,0
5,5
6,0
6,5
7,0
7,5
8,0
9,0
10,0
k
~^~\
0,2857
1,028
1,053
1,078
1,101
1,123
1,144
1,164
1,183
1 1,201
1,219
1,252
| 1,283
1,313
1,342
1,369
1,395
1,419
1,442
1,464
1,487
1,507
1,527
1,547
1,566
1,583
1,627
1,668
1,707
1,743
1,778
1,811
1,873
1,931
1,43 | 1.45 |
k- I
0,3007
1,029
1,056
1,082
1,107
1,130
1,152
1,173
1,193
1,213
1,232
1,268
1,301
1,333
1,363
1,392
1,419
1,445
1,470
1,494
1,518
1,540
1,561
1,582
1,603
1,622
1,669
1,714
1,755
1,795
1,833
1,868
1,933
1,999
k
0,3102
1,030
1,058
1,085
1,110
1,134
1,157
1,179
1,200
1,221
1,240
1,277
1,312
1,345
1,377
1,407
1,435
1,462
1,489
1,513
1,538
1,561
1,583
1,606
1,628
1,648
1,698
1,743
1,787
1,828
1,836
1,905
1,977
2,043
1,47 | 1,66
0,3195
1,031
1,060
1,088
1,114
1,139
1,162
1,185
1,207
1,228
1,248
1,287
1,323
1,357
1,390
1,421
1,450
1,479
1,506
1,531
1,558
1,582
1,605
1,-629
1,651
1,673
1,725
1,773
1,820
1,863
1,906
1,943
2,018
2,087
0,3976
1,039
1,075
1,110
1,143
1,175
1,206
1,235
1,263
1,291
1,317
1,369
1,417
1,463
1,507
1,549
1,590
1,628
1,665
1,701
1,737
1,771
1,803
| 1,835
1,866
| 1,896
1 1,971
2,042
2,107
1 2,169
i 2,230
2,289
2,398
2,500

тогда расчет ведется следующим
образом:
где т — показатель политропы.
Из теории турбокомпрессоров из-
вестно, что
поэтому, зная г)пол, можем рассчиты-
вать значение ^=^.Пустьг]пол равен
0,9, тогда для воздуха
т— 1
Значения е m определяются по
табл. 6-2.
Удельная работа идеального газа
в турбине определяется по формуле
(6-12).
Газовые турбины работают при
высоких начальных температурах га-
за tu T и температурах на выхлопе tB т.
У большинства современных стацио-
нарных ГТД /н т = 750 ч- 850° С и
выше. При таких температурах удель-
ная теплоемкость ср и показатель изо-
энтропы k газа значительно изме-
няются, причем для различных га-
зов по-разному, поэтому расчет /т по
формуле (6-12) может привести к боль-
шим погрешностям.
В связи с этим применяют следую-
щие методы расчета работы реального
газа в турбине:
а) по i, s-диаграмме; б) по форму-
лам для идеального газа (6-12) с соот-
ветствующими поправками; в) по таб-
лицам термодинамических свойств га-
зов ВТИ.
Расчет газовой турбины по i, s-диа-
грамме затрудняется тем, что состав
рабочего газа зависит от вида топлива
и избытка воздуха. Поэтому прихо-
дится снабжать i, s-диаграмму раз-
личными вспомогательными шкалами
поправок, для пользования которыми
требуется предварительно рассчитать
значения ряда величин. Такие диа-
граммы разработаны, однако широко-
го применения они не получили.
При определении работы газа в
турбине по формуле (6-12) в нее под-
ставляют среднее значение показателя
Рис. 6-18. Значения поправочного коэффи-
циента г|) для расчета работы 1 кг газа в тур-
бине. Топливо — природный газ. Погреш-
ность кривых г|> = / (е) составляет при 8 =
= 2-7-8 не более 0,11% (относительных).
Рис. 6-19. Значения поправочного коэффи-
циента i|) для расчета работы 1 кг газа в тур-
бине. Топливо — жидкое.
/ — дизельное топливо; 2 — соляровое масло;
3 — малосернистый мазут. Погрешность кривых
ф = f (е) составляет не более, % (относительных):
±0,12 при е > 6; =1=0,10 при 3< 8^6; =Ь0,18
при 8^3.
изоэнтропы:
Значения kllT и kB T находят из
соотношений:
k —сцл/сНТ и k —гвл/гв'Т
115

Рис. 6-20. Энтальпия 1 кг продуктов сгорания природного газа в зависимости от темпе-
ратуры и избытка воздуха. Верхнее семейство кривых связано со шкалой температур a, a
нижнее — со шкалой температур б.
где ср и cv — истинные (не средние)
удельные теплоемкости при соответ-
ствующих температурах /н т, /в т.
Определив &ср, ведут расчет 1т с ис-
пользованием табл. 6-2* и полных
таблиц.
Наиболее точен расчет работы ре-
ального газа в турбине по специаль-
ным таблицам ВТИ [47]. Однако рас-
четы по этим таблицам так же, как
и по &ср, затрудняются тем, что пред-
варительно необходимо определить
состав продукта сгорания (рабочего
газа ГТД) при различных избытках
воздуха.
С целью сохранения преимущества
расчета турбин по таблицам ВТИ —

Рис. 6-21. Энтальпия 1 кг продуктов сгорания жидкого топлива в зависимости от темпе-
ратуры и избытка воздуха. Верхнее семейство кривых связано со шкалой температур а,
нижнее — со шкалой температур б.
его исключительной простоты при ра-
боте турбины на одном виде газа
(воздух, С02 и т. п.) с достаточной для
практических целей точностью разра-
ботан следующий метод [50].
Работу газа в турбине определяют по
таблицам ВТИ [47,50] для воздуха (/|03 = At'T)
по заданным tH, T, ет и т]т.
Для иллюстрации пользования таблицей
ниже приведена выдержка из нее.
<н.т °С
700
365,2
412,5
1, кДж/кг
1015,3
647,5
697,8
я
102,35
20,47
117

Пусть температура воздуха перед тур-
биной гн Т = 700°С, отношение давлений
ет = Рн.т/Рв.т = 5; т]т = 0,86.
По таблице находим при /1ЬТ = 700°С
(верхняя строка), tH. T = 1015,3 кДж/кг и
ян т= 102,35. Значение лв т определяется
102,35 0ПЛ7
выражением яв. т = jth. Т/Бт = —е— = 20,47.
По значению jtb. т = 20,47 (вторая строка)
находим (при изоэнтропном процессе) iB.T =
= 647,5, а *в.т = 365,2 °С.
С учетом к. п. д. работа газа в реальной
турбине составит:
Д/£ = 0,86. 367,8 = 317,5 кДж/кг.
Действительная энтальпия газа на вых-
лопе турбины:
/Д т= 1015,3—317,5 = 697,8 кДж/кг.
При этой энтальпии находим, пользуясь
таблицей, действительную температуру воз-
духа на выхлопе турбины *£т=412,5%°С.
Затем по номограмме рис. 6-18 или 6-19
определяется поправка на вид топлива,
избыток воздуха и ет.
Например, в рассмотренном ранее при-
мере /£03 = 317,5 кДж/кг. Пусть топливо —
природный газ, избыток воздуха в КС а = 5.
По номограмме рис. 6-18 находим поправоч-
ный коэффициент г|з= 1,0221, соответственно
/£аз= 1,0221-317,5 = 322 кДж/кг.
Температура рабочего газа на выхлопе
турбины определяется по известной энтальпии
и теплоемкости рабочего газа или по номог-
рамме рис. 6-20 и 6-21, на которых приведены
значения энтальпии 1 кг рабочего газа
в зависимости от его температуры, вида
топлива и коэффициента избытка воздуха.
Номограмма используется также для расчета
расхода теплоты в камерах сгорания на
подогрев газа перед турбиной. Подобные
цифровые примеры расчета тепловой схемы
ГТУ приведены в [50, 51].
В теории турбокомпрессоров no-N
называется, что промежуточный воз-
духоохладитель дает максимальный
эффект, когда отношения давлений
в частях компрессоров, разделенных
холодильниками, одинаковы. Для ком-
прессоров, входящих в состав ГГД,
оптимальное распределение между
КНД и КВД отклоняется от этого
правила. Однако им можно руковод-
ствоваться для предварительных рас-
четов тепловых схем ГТУ.
Полезная работа 1 кг рабочего
газа в ГТД с учетом механического
к. п. д. г]м турбомеханизмов и элек-
тромеханического к. п. д. генератора
г|эм составит:
'э = (/т'Пм-/к1/'Пк),Пэм.
118
Коэффициент полезного действия
газотурбинной установки
Расход рабочего газа
СТ = ЛГЭ//Э.
Удельный расход рабочего газа
Расход топлива с теплотой сгора-
ния QS
Коэффициент избытка воздуха в
выхлопных газах
где G£o3 — расход воздуха на 1 кг
топлива при а = 1.
Содержание кислорода, %, в вых-
лопных газах (по объему) примерно
равно:
Z1 ST""'
где Gn# c — расход продуктов сгора-
ния.
Правильность расчета тепловой
схемы ГТД проверяют по сходимости
баланса теплоты:
2 (<7к.с) Лк.с = U + <7п.о + <7У.г + <7эм-
Цифровой пример расчета тепловой
схемы ГТУ — см. [50, 51].
6-6. ЗАПУСК ГТД,
ТРЕБОВАНИЯ К ТОПЛИВУ
Для запуска ГТД ему требуется
придать некоторую частоту вращения
от пускового двигателя, при которой
возможна работа двигателя на хо-
лостом ходу (/т = 1К). Камеру сгора-
ния можно зажигать при частоте
вращения ниже необходимой для обес-
печения холостого хода, как только

в ней установится поток воздуха.
После зажигания мощность турбины
возрастает и суммируется с мощно-
стью пускового двигателя [68].
У ГТД мощность, потребляемая
компрессором, примерно пропорцио-
нальна кубу частоты вращения, по-
этому потребная мощность пусковых
двигателей сравнительно невелика.
Так, при переменной частоте вращения
пускового двигателя она составляет
до 1—2% номинальной мощности
ГТД.
Стационарные ГТД мощностью
примерно до 25 МВт запускают боль-
шей частью электродвигателями.
Крупные ГТД мощностью 100 МВт
предпочитают запускать специаль-
ными турбинами. На магистральных
газопроводах ГТД пускают детанде-
рами, в которых расширяется природ-
ный газ из магистрали, сбрасываемый
затем в атмосферу.
Время, необходимое для запуска
ГТД из холодного состояния, зависит
от конструкции (назначения) агрегата.
Мощные (десятки мегаватт) авиацион-
ные ГТД запускаются за несколько
минут. Запуск крупных стационар-
ных ГТД из холодного состояния рас-
считывается обычно на 15—30 мин
(включая все операции). Газовую тур-
бину при пуске прогревают газом,
который не конденсируется (как в
паровых турбинах) и имеет коэффи-
циент теплоотдачи, несравненно
меньший, чем у пара; поэтому про-
грев проточной части ГТ происходит
гораздо равномернее. Из-за сравни-
тельно низких давлений газа отноше-
ние масс ротора и статора у газовых
турбин отличается значительно мень-
ше, чем у паровых турбин; кроме того,
ГТ обычно имеют не более трех —
пяти ступеней, поэтому длительность
прогрева у газовых турбин во много
раз меньше, чем у паровых.
Пуск ГТУ из-за небольшого числа
входящих в нее элементов гораздо
легче полностью автоматизировать,
чем пуск всего комплекса паросило-
вой установки. Большинство совре-
менных ГТУ рассчитано на запуск
из холодного состояния нажатием
одной кнопки. Применяется дистан-
ционное управление ГТУ.
Подавляющее большинство совре-
менных ГТД работает со смешиваю-
щим подогревом газа перед турбиной
(камерами сгорания), при котором
продукты сгорания проходят через
проточную часть турбины. Такие ГТД
требуют топливо, содержащее весьма
малое количество золы (до 0,03%) и
других вредных примесей (смолы и
др.)-
К топливам, вполне удовлетворяю-
щим этим требованиям, относятся:
природный газ, хорошо очищенные
искусственные газы (доменный, кок-
совый, нефтепереработки и др.), а так-
же прошедшее переработку жидкое
топливо, специальное газотурбинное
по ГОСТ 10433-75, различные дистил-
ляты, соляровое масло, дизельное топ-
ливо и т. п.
Имеется опыт эксплуатации ГТД
на натуральных жидких топливах, в
том числе и тяжелых. При этом наб-
людается постепенное образование от-
ложений в проточных частях турбин,
а также в регенеративных теплооб-
менниках, которые снижают мощность
и к. п. д. ГТД. Эти отложения уда-
ляют промывками и пропуском через
агрегат различных измельченных ве-
ществ.
ГТД могут быть рассчитаны на
одновременную работу на жидком и
газообразном топливе в любых про-
порциях. Это ценно для случаев, когда
ресурсы газа ограничены или подвер-
жены колебаниям, а жидкое топливо
используется как буферное или ре-
зервное.
В случае применения сырого
жидкого топлива ряда месторождений
наблюдалась ванадиевая коррозия
жаропрочных сталей. При темпера-
турах выше 650° С окись ванадия V205
находится в размягченном состоянии
и налипает на лопатки. Действуя как
катализатор, она способствует окис-
лению металла кислородом, который
содержится в рабочем газе.
Одним из наиболее эффективных
средств борьбы с ванадиевой корро-
зией является введение в топливо
окисей магния или цинка, присадка
которых в размере около 0,1% массы
топлива снижает интенсивность кор-
розии в 10 раз и более.
115

ГЛАВА СЕДЬМАЯ
ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЕ ГТУ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ
7-1. ОСОБЕННОСТИ ОТПУСКА
ТЕПЛОТЫ ОТ ГТУ
Газотурбинные установки можно
с большим эффектом использовать
для комбинированной выработки теп-
лоты и электроэнергии. Условия от-
пуска теплоты от ГТУ имеют следую-
щие особенности, которые определяют
условия и область их эффективного
применения:
1. Цикл ГТУ характеризуется вы-
сокими температурами подвода и от-
вода теплоты, поэтому температура
полностью отработавших в силовом
цикле газов составляет 300—500° С и
достаточна для нагрева внешних теп-
лоносителей до необходимых потре-
бителям температур.
2. Пар и горячую воду отпускают
от ГТУ путем использования теплоты
выхлопных газов и воды, охлаждаю-
щей компрессоры (рис. 7-1), т. е.
теплоты, полностью отработавшей в
данном силовом цикле. Поэтому:
а) температурный уровень отпус-
каемой теплоты почти не влияет на
экономию топлива Вэк на базе комби-
нированной выработки теплоты и
электроэнергии *. У паротурбинных
1 При повышении параметров отпуска-
емой теплоты экономия топлива уменьшается
на 1—2% из-за увеличения падения давле-
ния выхлопных газов в утилизационном
теплообменнике.
Рис. 7-1. Схема теплофикационной ГТУ (уп-
рощенная).
/ — компрессор низкого давления; 2 — компрес-
сор высокого давления; 3 — камера сгорания;
4 — газовая турбина; 5 — электрогенератор; 6 —
высокотемпературная секция воздухоохладителя;
7 — низкотемпературная секция воздухоохлади-
теля; 8 — поверхность нагрева парогенератора
на выхлопных газах; 9 — барабан-сепаратор
парогенератора; 10 — циркуляционный насос па-
рогенератора; // — поверхность нагрева подогре-
вателя сетевой воды; 12 — сетевой насос.
установок, как известно, температур-
ный уровень отпускаемой теплоты
сильно влияет на их экономичность.
б) у ГТУ мощность двигателя,
расход топлива, расход рабочего тела
(газа), температуры и давления рабо-
чего газа в отдельных точках при лю-
бом возможном отпуске теплоты ос-
таются такими же, как при работе
на чисто силовом режиме.
Таким образом, расход топлива на
ГТУ определяется только ее электри-
ческой мощностью и не зависит от
количества отпускаемой теплоты. У
ПТУ отпуск теплоты QB п при неиз-
менной мощности вызывает увеличе-
ние расхода теплоты топлива на
Д<2топ = <2в.п£/Лпг,
где £ — коэффициент ценности тепло-
ты из данного отбора турбины.
3. Высокая начальная темпера-
тура газа перед турбиной (цикла)
может быть применена и на ГТУ не-
большой единичной мощности при
сохранении высоких внутренних
к. п. д. турбин и компрессоров, по-
этому энергетические показатели теп-
лофикационной ГТУ сравнитедьно ма-
ло зависят от ее единичной мощности,
в то время как у паровых турбин вы-
сокие начальные параметры пара
13,0—24,0 МПа применимы только
при единичной мощности турбин 50—
200 МВт. В связи с этим теплофика-
ционные ГТУ могут давать экономию
топлива по сравнению с раздельным
теплоэлектроснабжением (КЭС плюс
котельные) и при небольших тепло-
вых нагрузках, при которых паротур-
бинные ТЭЦ экономически не оправ-
дываются. Это особенно важно для
средних и небольших промышленных
предприятий, городов и др.
4. Полная стоимость установлен-
ного киловатта теплофикационной
ГТУ составляет не более 100—120 руб.
Удельная стоимость крупных КЭС
равна 120—140 руб/кВт. Штатный
коэффициент на газотурбинной ТЭЦ
(ГТЭЦ) примерно такой же, как на
районной КЭС. Поэтому при одина-
ковых замыкающих затратах на топ-
ливо для ГТЭЦ и КЭС ГТЭЦ эконо-
мична во всех случаях, когда она да-
120

ет экономию топлива, а экономически
оптимальный коэффициент теплофи-
кации ГТЭЦ а£эц обычно больше,
чем оптимальный <х£эц по энергети-
ческим показателям.
5. При современном развитии энер-
госистем паротурбинные ТЭЦ эконо-
мически оправдываются при расчет-
ной тепловой нагрузке не менее 400—
450 МВт (350—430 Гкал/ч) в европей-
ской части СССР и 500—600 МВт
в районах с более дешевым топливом.
Газотурбинные ТЭЦ благодаря пе-
речисленным выше особенностям эко-
номически оправдываются при на-
грузках 100—400 МВт и даже ниже.
Это обстоятельство весьма сильно рас-
ширяет область экономического при-
менения теплофикации, так как по-
требители с нагрузкой 100—500 МВт
расходуют около 25% всей теплоты,
потребляемой в СССР. Расширение
области теплофикации при сооруже-
нии газотурбинных ТЭЦ может дать
большую экономию топлива и денеж-
ных средств.
6. Поскольку температура отпус-
каемой от ГТЭЦ горячей воды прак-
тически не влияет на экономию топли-
ва, экономически оптимальная тем-
пература воды в подающей линии
сети Тх от ГТЭЦ значительно выше,
чем от ПТЭЦ, и составляет 200—230°С
при независимой схеме присоедине-
ния абонентов.
Становится более выгодным коли-
чественное регулирование (тг = const),
при котором расход сетевой воды, оп-
ределяющий диаметр теплопроводов,
значительно меньше расхода воды,
соответствующего максимальной зим-
ней нагрузке. Благодаря отмеченным
двум факторам диаметры теплопро-
водов получаются значительно мень-
шими, чем при тх = 150° С и качест-
венном регулировании, что сущест-
венно снижает стоимость теплосетей
и их металлоемкость и увеличивает
экономический радиус централизо-
ванного теплоснабжения.
При высокой температуре воды в
подающей линии сети возможно по-
лучение на местах пара низкого дав-
ления в водопаровых испарителях.
Это может дать большую экономию в
системах теплоснабжения районов, в
которых наряду с горячей водой не-
которым потребителям требуется для
производства пар низкого давления.
Выхлопные газы ГТУ можно эко-
номично использовать для нагрева
до 300—400° С высокотемпературных
теплоносителей (ВОТ), применяемых
на ряде производств.
7. Парогенераторы ГТЭЦ обогре-
ваются выхлопными газами с темпе-
ратурой не выше 400—500° С. Давле-
ние пара в них низкое — 1,2—1,8 МПа.
Поэтому, как показал опыт промыш-
ленных утилизационных парогенера-
торов, парогенераторы ГТЭЦ могут
работать полностью на катионирован-
ной воде. Это обстоятельство имеет
большое значение для предприятий
с большой потерей конденсата. На
таких предприятиях при паротурбин-
ных ТЭЦ высокого давления требуется
сооружение гораздо более дорогих и
сложных обессоливающих или паро-
преобразовательных установок.
8. Для покрытия пиковых нагру-
зок как паровых, так и отопительных
парогенераторы и сетевые подогрева-
тели на выхлопных газах ГТУ могут
форсироваться подтопкой, при кото-
рой путем сжигания топлива темпе-
ратуру газов повышают до требуемого
уровня. Поскольку при подтопке топ-
ливо сжигается за счет кислорода,
содержащегося в выхлопных газах \
то подтопка практически не увеличи-
вает количества уходящих газов уста-
новки, только сравнительно незначи-
тельно возрастает их температура.
Объясняется это резким увеличением
температурного напора в теплооб-
менниках. Таким образом, без увели-
чения площади поверхности нагрева
тепловая мощность парогенератора и
сетевых подогревателей может быть
резко повышена. Поскольку подтопка
практически не увеличивает общий
расход уходящих газов, то теплота
дополнительно сжигаемого при под-
топке топлива используется с к. п. д.
около 0,9 и выше в зависимости от
степени форсировки.
В связи с указанным на газотур-
бинных ТЭЦ можно не устанавливать
специальных пиковых водогрейных
котлов и парогенераторов и снижать
соответствующие затраты. В случаях,
1 Коэффициент избытка воздуха в этих
газах а = 4 -т- 7 (см. гл. 6)«
121

когда ГТУ не работает, сжигать топ-
ливо для подтопки можно в атмосфер-
ном воздухе. При этом обеспечивается
номинальная теплопроизводитель-
ность парогенераторов и сетевых по-
догревателей, но при сниженном
к. п. д.
Перечисленные особенности пока-
зывают, что ГТУ являются весьма пер-
спективными теплофикационными
агрегатами и хорошо дополняют паро-
турбинные ТЭЦ, в частности позволя-
ют значительно расширить область
экономичного применения теплофи-
кации. Однако невозможность работы
разомкнутых схем ГТУ на твердом
топливе ограничивает сферу их при-
менения.
7-2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИИ
ТОПЛИВА ТЕПЛОФИКАЦИОННОЙ ГТУ,
ВЫБОР СХЕМЫ И ОБОРУДОВАНИЯ
УСТАНОВОК
Для любой установки — паротур-
бинной, газотурбинной, парогазовой—
экономия топлива, получаемая на
базе комбинированной выработки
Вэк, по сравнению с раздельным тепло-
электроснабжением (КЭС плюс ко-
тельная) определяется по формуле
(2-1).
Поскольку у ГТУ на отпуск теп-
лоты внешним потребителям от тур-
бин фвУп используется теплота газов,
полностью отработавших в силовом
цикле, расход топлива на ГТУ опре-
деляется только ее электрической
мощностью и остается практически
одинаковым как при максимально
возможном отпуске теплоты различ-
ных параметров, так и при работе на
чисто силовом режиме. Соответствен-
но при любых возможных для данной
ГТУ отпусках теплоты:
Фгту= QnyNnyy (7-1)
где Qrry — расход теплоты топлива
теплофикационной ГТУ; Л^гту —
электрическая мощность ГТУ; ^гту —
удельный расход теплоты топлива на
1 кВт-ч.
Если бы к. п. д. ГТУ и КЭС были
равны, то расход топлива на выработ-
ку электроэнергии в случае ГТЭЦ и
р аздел ьного теп л оэнер госн абжен и я
был бы одинаковым (Вкэс = #гтэц),
а экономия условного топлива соста-
вила бы Вэк = Бкот или Вэк =
= <2вУ£/Лкот, где Qeyn — теплота, от-
пущенная внешним потребителям, за
счет отработавшей теплоты ГТУ, а
'Чкот — к. п. д. замещаемой котельной
(нетто).
Однако обычно т]Гту < ^кэс или
^гту > <7кэс- С учетом этого фактора
Qbk = QlynУЛкот — Эгту (<7гту — <7кэс)>
(7-2)
где Згту — отпуск электроэнергий от
ГТУ.
Удельная экономия теплоты топ-
лива на одну отпущенную единицу
теплоты q9K составляет:
?эк = Qsk/Qb.ii =
= 1 А]кот — ЭгтуДФв.п (<7гту - <7кэс)]-
(7-3)
Поскольку у ГТУ отпуск теплоты
не затрагивает силового цикла, ко-
личество отпускаемой от турбины
внешним потребителем теплоты Qlypn
может быть определено из теплового
баланса ГТУ:
фтоп = <7ГТуУУгТУ =
= ^+QBynP + Qy.r + Qy.B + Qo.c,
(7-4)
гДе Лэм—электромеханический к. п. д.
агрегата; Qy г — теплота, уносимая
уходящими газами после утилизацион-
ных теплообменников (см. рис. 7-1);
Qy> в — теплота, уносимая водой из
промежуточных воздухоохладителей
компрессоров; Q0 с — потери тепло-
ты в окружающую среду через наруж-
ные поверхности. Эти потери состав-
ляют обычно не более 1% Q?Tny и
ими пренебрегают;
Чу.г == ^р^т l^y.r hi.в) ==
= NhvgCp (*у.г - *,,.■), (7-5)
g = Gt/NItw — удельный расход ра-
бочего тела (газа) ГТУ; ср — удель-
ная теплоемкость газа; ty^ г — темпе-
ратура уходящих газов за утилизат
ционными теплообменниками; /п в —
температура наружного воздуха (ба-
ланс теплоты составляется от /„. в).
Теплота, отдаваемая воздухом в
промежуточных охладителях ком-
122

прессоров, может быть использована
полностью или частично. Так, при
непосредственном водоразборе, когда
добавка химически очищенной воды
в тепловую сеть на ТЭЦ велика,
воздух в ПО может быть полностью
охлажден добавочной водой, посту-
пающей из химводоочистки с доста-
точно низкой температурой. Так как
воздухоохладители всегда изготов-
ляют из цветного металла, подпиточ-
ную воду подают в них до деаэратора.
Когда воздух в ПО можно охлаж-
дать только обратной сетевой водой,
имеющей температуру 45—70° С, то
этой водой воздух в соответствующей
секции ПО (см. рис. 7-1, поз. 6)
может быть охлажден только до 55—
80° С. Дальнейшее охлаждение воз-
духа до требующейся температуры
(обычно 35° С) приходится осущест-
влять в другой секции ПО (поз. 7),
охлаждаемой холодной водой из гра-
дирни, реки и т. п. Теплота, уносимая
водой из этой секции, Qy#B теряется
в окружающую среду:
Q^ = cpGKMl^ = cpgN9Mlo3, (7-6)
где Д/воз — разность температур воз-
духа на входе и выходе из секции ПО,
охлаждаемого водой из градирни. При
приведенных выше примерных значе-
ниях температур охлаждающей воды
Д£оз = (55—80) — 35 = 20 + 55° С.
Введем следующие понятия:
а) тепловая мощность ГТУ QTM,
равная максимальному количеству
теплоты, которое может быть отпущено
потребителям в единицу времени от
данной ГТУ при ее полной электри-
ческой мощности;
б) коэффициент использования теп-
ловой мощности ГТУ в течение рас-
сматриваемого периода Z = Ql*^/QTt m-
Уходящие газы и воздух, охлаж-
даемый в ПО, имеют низкие и близкие
между собой температуры. Состав ухо-
дящих газов при коэффициенте из-
бытка воздуха а = 4 -г- 7 мало отли-
чается от воздуха. Поэтому значения
ср в формулах (7-5) и (7-6) с достаточ-
ной точностью можно считать одина-
ковыми. Можно считать одинаковыми
и массовые расходы газа через тур-
бину и компрессор.
Сопоставляя с учетом сказанного
равенства (7-4) и (7-6) и проводя пе-
регруппировку членов, находим:
<?вуп =#гту<7гту —
- [Л/гтуЛЬм + NhvgCp X
х(/у.г-/„.в + Д^оз)]- (7-7)
Из равенства (7-7)
QTYP
/¥эг
х(*у.г--г„.в + Л&Хз). (7-8)
Подставляя найденные значения
СвУп/Л^гту или, что то же самое,
QeyS/5f ту в выражение (7-3) и исполь-
зуя зависимость Qey£ = QT. „Z, на-
ходим удельную экономию теплоты
топлива на единицу теплоты, отпу-
щенной внешним потребителям (в без-
размерном виде):
?эк= 1Л]кот —
9гту~-?кэс J_
Я ГТУ ~ ! АЬм ~ gCp (ty.r - *н.в + Д^оз) Z"
(7-9)
Из формулы (7-7) следует, что при
Z= 1
Qt.m = ЛГгту [ <7гту - 1/т)эм - gcp х
х(^г-^.в + А/у0Хз)]. (7-10)
Для определения QT# M по формуле
(7-10) значения tytt и А/^оз прини-
маются минимальными по технико-эко-
номическим соображениям. В формуле
(7-7) значения этих величин опреде-
ляются степенью использования теп-
ловой мощности ГТУ в рассматривае-
мом случае (т. е. величиной Z) и могут
достигать своих максимальных для
данной ГТУ значений.
При расчетах в системе единиц
СИ в формулах (7-9) и (7-10) удельный
расход рабочего газа g выражают в
кг/кДж [если ср выражено в
кДж/(кг • °С)1. Заводы-изготовители
приводят обычно g в кг/(кВт«ч).
Удельный расход рабочего тела, вы-
раженный в кг/кДж, в 3600 раз мень-
ше выраженного в кг/(кВт-ч).
При расчетах в системе единиц
МКГСС в этих формулах множитель
1/г)эм заменяется множителем 860/rj9M.
Выражение QT. JN3ny = <7тм.
представляет собой удельную тепло-
вую мощность ГТУ, т. е. количество
123

теплоты, которое можно отпустить
на единицу электрической мощности
ГТУ.
Обратная величина Л/Гту/<2Т. м
представляет собой удельную выра-
ботку электроэнергии на единицу от-
пущенной теплоты.
Из характеристик ГТУ в формулу
(7-9) входят только две величины:
<7гту (или к. п. д. ГТУ) и g, которые
известны по данным заводов-изгото-
вителей.
Значение /у- г определяется эконо-
мическими соображениями и зависит
в основном от температуры нагревае-
мого теплоносителя. Величина Д/воз
при непосредственном водоразборе
равна нулю, а в других случаях опре-
деляется ИЗ ВЫражеНИЯ А/воз = ^о. в +
+ Д/п. о, где /0> в — температура ох-
лаждающей воды на входе в высоко-
температурную секцию ПО (например,
температура обратной сетевой воды).
Температурный напор на холодном
конце ПО обычно равен Д^Со = 10 -*•
+ 15° С.
Пусть Tif.Ty=0,29; g=16 кгДкВт-ч)*;
*КЭС=340 гДкВт-ч); т£от = 0,88; *у.г =
= 110 °С; tH, в = — 5 °С; водоразбор непос-
редственный; Д^£3 = 0; г)эм = 0,98. Тепловая
мощность ГТУ используется полностью,
Z—X (зима). Подставляя эти значения
в формулу (7-9), находим <7ЭК = 0,78.
Если за рассматриваемый период, нап-
ример 1 ч, от ГТУ отпущено потребителям
q^p=665 ГДж/ч, то часовая экономия
топлива составит: ^aK = QBKQ^y^l — ^^^ * 665=
=516 ГДж/ч, или 16,7 т/ч условного топлива.
У паровой турбины Т-100-130/565 при работе
с полной тепловой нагрузкой </эк = 0,80-4-
-$-0,83 **. Таким образом, по энергетическим
показателям при полной тепловой нагрузке
рассмотренные установки мало отличаются
друг от друга.
Для определения годовой эконо-
мии топлива, даваемой ТГТУ, необ-
ходимо годовой график тепловой на-
грузки (суммарный — пар и горячая
вода) разделить на несколько частей,
* Эти значения irfTy и g примерно
соответствуют проектным показателям ГТУ
ЛМЗ типа ГТ-100-750-2 при *„.в = — 5°С
** В зависимости от к. п. д. котельной
ТЭЦ, расхода на собственные нужды и других
факторов.
при которых могут считаться одина-
ковыми усредненные значения Z, за-
висящие от графика тепловой нагруз-
ки (см. рис. 7-3), а также значения
4гту и gt зависящие от температуры
наружного воздуха. Проектные зна-
чения <7гту HgB зависимости от t^B
для ГТУ типа ГТ-100-750-2 показаны
на рис. 7-2.
Среднегодовые значения q9K могут
отличаться от значений, соответствую-
щих полной тепловой загрузке для
ГТУ и ПТУ, в зависимости от к. п. д.
агрегатов на силовом режиме, клима-
тических условий, доли горячего во-
доснабжения, летнего расхода теп-
лоты на кондиционирование воздуха
и др. Поэтому сравнивать различные
типы ГТУ и ПТУ надо по среднегодо-
вым значениям qBK.
Удельная выработка электроэнер-
гии на тепловом потреблении Зтэц на
паротурбинных ТЭЦ при отпуске про-
изводственного пара приблизительно
в 2 раза меньше, чем при отопительной
нагрузке, а следовательно, меньше и
экономия топлива на единицу отпу-
щенной теплоты. В случае газотурбин-
ной ТЭЦ экономия топлива практи-
чески не зависит от температурного
уровня отпускаемой теплоты. Следо-
вательно, если при отопительной на-
грузке ГТУ типа ГТ-100-750-2 дает
экономию топлива только немного
меньшую, чем ПТУ типа Т-100-130/565,
то она должна быть заметно экономич-
нее ПТУ тех же начальных пара-
метров с промышленными отборами.
Для экономичности как газотур-
бинных, так и паротурбинных ТЭЦ
большое значение имеет правильный
выбор коэффициента теплофикации
«тэц- С увеличением суммарной теп-
ловой мощности устанавливаемых ГТУ
2QT M уменьшается степень ее исполь-
зования Z, а следовательно, и средне-
годовое значение q9K по формуле (7-9).
Очевидно, есть какое-то переломное
(критическое) значение ZKp, при ко-
тором q3K снижается до нуля. Зна-
чение ZKp определяется по формуле
(7-9) при q3K = 0:
124

При условиях рассмотренного
выше численного примера ZKp = 0,33
(линия /-/ на рис. 7-3). Рассмотрим
методику определения оптимального
значения коэффициента теплофика-
ции аТЭц при помощи годового гра-
фика паровой и отопительной нагру-
зок, показанного на рис. 7-3. Тепловая
мощность устанавливаемых ТГТУ, оп-
ределяемая по формуле (7-10), пока-
зана на рис. 7-3 линиями QTM, 2QT M,
3QT. m» 4Qt м в зависимости от числа
ТГТУ. Характер линий QT м = / (/п# в)
на рис. 7-3 соответствует безрегенера-
торной ГТУ с одним ПО и одним ПП.
У регенераторных ГТУ по простой
схеме значение Q1M с понижением
*н. в уменьшается значительно интен-
сивнее.
На рис. 7-3 видно, что при уста-
новке на данной ГТЭЦ двух ГТУ
Zr°A ^ 1. Коэффициент использова-
ния тепловой мощности третьей ГТУ
т. е. значительно больше, чем ZKp ->■
->■ = 0,33, особенно при наличии лет-
ней нагрузки на кондиционирование
воздуха (показана на рис. 7-3 пункти-
ром). Следовательно, остается уста-
новить, даст ли дополнительную эко-
номию топлива установка четвертой
ТГТУ (4QT.J.
Для четвертой ТГТУ
С достаточной точностью можно
считать, что для четвертой ТГТУ
где АВ, АС и AD — отрезки на гра-
фике нагрузки. Поскольку АС > АВ,
четвертая ТГТУ будет давать допол-
нительную экономию топлива, хотя
и гораздо меньшую, чем третья ТГТУ.
Ранее значение Z4 для четвертой
ТГТУ было определено исходя из ра-
боты ее с полной мощностью в течение
всего года. С учетом летних плановых
ремонтов суммарный простой четырех
ГТУ составит 2500—3000 ч/год. Со-
Ркс. 7-2. Показатели ГТУ типа ГТ-100-750-2
в зависимости от температуры наружного
воздуха.
Рис. 7-3. Годовой график тепловой нагрузки
газотурбинной ТЭЦ.
ответственно условно
т. е. гораздо больше критического.
Как уже отмечалось, у ГТЭЦ эко-
номически оптимальный коэффициент
«тэц, как правило, больше энерге-
тически оптимального, при котором
достигается максимальная экономия
топлива. Поэтому вопрос о целесооб-
разности установки четвертой ТГТУ
должен решаться с учетом конкретных
условий данной ТЭЦ, использования
ГТУ для покрытия пиков электриче-
ской нагрузки и др. При большой доле
паровых нагрузок число турбин сле-
дует выбирать с учетом возможной
паропроизводительности парогене-
раторов [52]. Физический смысл ZKp
по формуле (7-11) и Хэкс по формуле
(2-32) одинаков. Их численные зна-
125

Рис. 7-4. График температур в парогенера-
торе на выхлопных газах ГТД.
/ — пароперегреватель; 2 — испарительная часть;
3 — экономайзер; /в — температура на выхлопе
турбины; / — температура перегретого пара.
/ — температура кипения воды; t — темпера-
тура воды из деаэратора; / — температура ухо-
дящих газов; Д*х — разность температур на «хо-
лодном» конце испарительной поверхности.
чения определяют значение аТЭц, при
превышении которого дополнительно
устанавливаемая единица мощности
теплофикационного агрегата дает не
экономию, а перерасход топлива по
сравнению с раздельным вариантом
(ДВЭК получает отрицательный знак).
У регенераторных теплофикацион-
ных ГТУ выключение регенератора
увеличивает отпуск теплоты потреби-
телям на Д<?вуп (см. § 6-2), но увели-
чивает настолько же расход теплоты
топлива в камере сгорания AQeYn ~
ж AQK сг\к с. В итоге дополнитель-
ный отпуск теплоты потребителям
AQbYS происходит за счет теплоты до-
полнительно сжигаемого топлива. По-
этому в случае установки регенера-
торных ГТУ значения QT м, наноси-
мые на график рис. 7-3, удобнее оп-
ределять при включенном регенера-
торе. В этом случае теплота, изме-
ряемая площадью г-у-д-г, будет от-
пускаться за счет снижения степени
регенерации или подтопки теплоути-
лизационных установок (или уста-
новки специальных пиковых котлов).
При безрегенераторных ГТУ теплота,
измеряемая площадью г-у-д-г, отпус-
кается за счет подтопки.
В обоих случаях годовой расход
теплоты топлива на ГТЭЦ зависит
126
Рис. 7-5. Номограмма для определения эко
номически/оправданной температуры недоох-
лаждения греющих газов в утилизационном
теплообменнике.
Зт — удельные затраты на топливо, руб/т; h —
число часов использования установленной тепло-
вой мощности, ч/год; Кр — удельная полная стои-
мость поверхности нагрева, руб/м2; А* — эконо-
мически оправданная температура недоохлажде-
ния, °С. Номограмма построена для теплообмен-
ника с поперечным обтеканием шахматных пучков
труб диаметром 28 X 3 с шагом в ряду St = 72 мм
и шагом по ходу газов 52 = 50 мм.
только от их электрической мощности
Q™n = 2 (Эгту^гту) плюс расход на
теплоту, отпускаемую за счет теплоты
дополнительно сжигаемого топлива
(площадь г-у-д-г) с учетом к. п. д.
подтопки, к. п. д. камеры сгорания
(при регенераторных ГТУ) или к. п. д.
пикового котла.
Если рассматривается вариант с
установкой ГТУ, запроектированных
как регенераторные, но без регенера-
торов, то для определения q3K по фор-
муле (7-9) в нее надо подставить
значение г/гту, соответствующее работе
без регенератора.
На ГТЭЦ утилизационные тепло-
обменники (УТ) обогреваются газами
с температурой не выше 400—500° С
(см. рис. 7-1). При такой температуре
имеет место практически только кон-
вективный теплообмен и коэффициент
теплоотдачи от газа к трубкам обратно
пропорционален их диаметру, поэтому
трубки УТ имеют обычно диаметр
22—38 мм.
Выхлопные газы ГТД, как пра-
вило, чистые, однако при возможных
нарушениях режимов горения в КС
и работе на тяжелых жидких топли-
вах на поверхностях нагрева могут
появиться отложения. Поэтому при
конструировании УТ необходимо пре-

Рис. 7-6. Схема включения парогенератора
и подогревателя сетевой воды на выхлопных
газах ГТУ.
/ — парогенератор; 2 — подогреватель сетевой
воды; 3 — паровой подогреватель сетевой воды;
4 — барабан-сепаратор парогенератора; б — цир-
куляционный насос парогенератора; 6 — сетевой
насос; 7 — регулировочная перемычка; 8 — пере-
пускные газоходы.
дусматривать возможность их перио-
дической очистки (обмывка, дробе-
очистка и т. п.).
По указанным причинам пароге-
нераторы на отходящих газах целе-
сообразно проектировать змеевико-
выми с принудительной циркуляцией
по типу утилизационных парогенера-
торов, широко применяемых во мно-
гих отраслях промышленности. При-
нудительная циркуляция позволяет
располагать барабан-сепаратор любым
образом по отношению к змеевиковым
поверхностям нагрева, ставить один
барабан на парогенераторы несколь-
ких ГТД иди на несколько секций
парогенератора мощного ГТД.
Барабаны-сепараторы с циркуля-
ционными и питательными насосами,
КИП и автоматикой можно распола-
гать в общем закрытом помещении,
а змеевиковые парогенераторы и по-
догреватели сетевой воды — на от-
крытом воздухе, так как на них нет
элементов, требующих постоянного
обслуживания или наблюдения.
При небольшом числе ГТУ или на
крупных ГТУ парогенераторы и по-
догреватели сетевой воды целесооб-
разно разделять на несколько парал-
лельных секций. В случае выхода из
строя одной из секций все газы от
ГТД могут быть пропущены через
Рис. 7-7. Номограмма для определения опти-
мальной скорости греющих газов в утилиза-
ционном теплообменнике ГТУ.
Зт — удельные затраты на топливо, руб/т; h —
число часов использования установленной тепло-
вой мощности, ч/год; Кр — удельная полная стои-
мость поверхности нагрева руб/м2; W — опти-
мальная скорость газа, м/с. Номограмма построена
для теплообменника с поперечным обтеканием шах-
матных пучков труб диаметром 28 X 3 с шагом
в ряду St = 72 мм и по ходу S2 = 50 мм.
оставшиеся в работе, так как противо-
давление турбины всегда может быть
временно поднято до необходимых
пределов с некоторым снижением
к. п. д. ГТУ. Увеличение массового
расхода и скорости газов, идущих че-
рез оставшиеся в работе секции, по-
вышают коэффициент теплоотдачи и
средний температурный напор в УТ,
в результате чего тепловая мощность
работающих секций возрастает. На-
пример, при отключении одной из
двух секций форсированная тепловая
мощность работающей секции состав-
ляет обычно более 80% номинальной
(без подтопки). Секционирование УТ
избавляет от необходимости иметь ре-
зервные поверхности нагрева.
Возможная производительность
парогенератора (рис. 7-4) определяет-
Рис. 7-8. Влияние изменения противодавле-
ния газовой турбины на ее мощность (удель-
ную работу).
127

ся следующим способом. Экономиче-
ски оправдывающаяся минимальная
разность температур на «холодном»
конце испарительной части парогене-
ратора определяется по номограмме
рис. 7-5 и в среднем равна Д/х =
= 30-5- 40аС.
Из расчета тепловой схемы ГТД
известны расход выхлопных газов GT,
их температура t^ T и теплоемкость ср.
Количество теплоты, которое может
быть отдано газом на испарение воды
и перегрев пара в парогенераторе (ПГ),
Qnr = cA('e.T--*Hac-Ay. (7-12)
Возможная паропроизводитель-
ность лри кипящем экономайзере *
Рпг= . Q"V Чпг, (7-13)
1п. п f нас
гДе *п. п — энтальпия перегретого па-
ра; ^нас — энтальпия воды в состоянии
насыщения при /нас; т|пг — коэффици-
ент, учитывающий потери теплоты в
окружающую среду, обычно равный
0,98.
Экономайзерная часть парогене-
ратора не дает значительного сниже-
ния температуры греющих газов из-за
большого отношения GT/Dnri которое
в несколько раз больше, чем у паро-
генераторов, работающих на топливе.
Как правило, потребителям наряду
с паром требуется и горячая вода, что
позволяет охладить уходящие газы
ТГТУ до экономически целесообраз-
ного предела, например до 100—
—120°С. Размеры парогенератора при-
ходится выбирать по максимальной
паровой нагрузке, поэтому целесо-
образно предусматривать буферный
паровой подогреватель сетевой воды
(рис. 7-6), в котором могут использо-
ваться периодические избытки пара.
Это целесообразнее, чем регулирование
производительности ПГ перепуском
части газа помимо него в подогрева-
тель сетевой воды, так как в первом
случае будет меньше суммарная пло-
щадь поверхности нагрева парогене-
ратора и подогревателя сетевой воды.
Кроме того, проще обеспечивается
поддержание требующейся темпера-
туры сетевой воды тх в подающей ли-
нии тепловой сети.
* При отсутствии экономайзера в фор-
мулу (7-13) вместо /нас следует подставлять
энтальпию питательной воды 7П, в.
Расчет площади поверхности на-
грева парогенератора и сетевого подо-
гревателя и определение их конструк-
тивных размеров производятся по
нормативному методу [63]. Оптималь-
ная скорость газов определяется по
номограмме рис. 7-7.
Сопротивление теплообменников
на отходящих газах оказывает замет-
ное влияние на мощность ГТД, него
необходимо учитывать при определе-
нии оптимальных скоростей газа в УТ
и выборе их конструкции.
Снижение мощности ГТД, вызы-
ваемое повышением противодавления
газовой турбины, наиболее просто и
достаточно точно определяется сле-
дующим способом. Повышение проти-
водавления от рв#т до рв.т уменьшает
работу газа в турбине на Д/т, изме-
ряемую площадью 1-6-5'-2-1 (рис. 7-8).
Падение давления газа в утилизаци-
онных теплообменниках Ару т = р'в.т—
— рв т не превышает обычно 1000—
3000 Па (~100—300 мм вод. ст.), по-
этому площадь 1-6-5*-2-1 с достаточ-
ной точностью можно считать равной
площади 1-6-5-2-1, которая равна
ДРу. т^в. т- Изменением объема газов
из-за увеличения давления на Д/?у.т
можно пренебречь, как это и делается
при расчете мощности дымососов и
вентиляторов.
Снижение мощности газовой тур-
бины, а следовательно, и ГТД в целом
из-за увеличения противодавления на
Дру т составит, кВт,
ДЛ/эгту = Д/7у.тКв.тг1тЮ-3, (7-14)
где Дру. т выражено в Паскалях;
VB т — объемный расход газа на вы-
ходе из турбины при данных /в т и
рв т, м3/с; т]т — относительный к. п. д.
турбины.
Повышение противодавления до
Ру. т ^ 5000 Па уменьшает расход ра-
бочего газа через ГТД только на доли
процента, поэтому этим фактором мож-
но пренебречь. В среднем установка
УТ снижает максимально возможную
мощность ГТУ на 1—1,5%. Большую
часть года, когда температура наруж-
ного воздуха ниже номинальной для
данной ГТУ (обычно 16—20°С), мощ-
ность ГТУ может быть повышена
увеличением температуры газа перед
турбиной вплоть до номинальной (см.
§6-3). В этом случае сопротивление
128

Рис, 7-9. Пример компоновки теплофикационной ГТУ.
а — разрез; б — план; / — компрессор низкого давления (КНД) мощностью 80 МВт; 2 — проме-
жуточный воздухоохладитель; 3 — компрессор высокого давления (КВД) мощностью ПО МВт;
TiTT ЛоМера сгорания высокого Давления (КСВД); 5 — турбина высокого давления (ТВД) мощностью
ПО МВт; 6 — камера сгорания низкого давления (КСНД); 7 — турбина низкого давления (ТНД)
мощностью 180 МВт; 8 — пусковая турбина; 9 — компенсаторы; 10 — возбудитель генератора; // —
генератор ТВФ-100-2 мощностью 100 МВт; 12 — мостовой кран 125/20 т; 13 — всасывающая ка-
мера; 14 — шумоглушители; 15 — масляный насос регулирования; 16 — подогреватели сетевой
воды; 17 — место установки глушителей; 18 — маслоохладители; 19 — масляные насосы; 20 —
маслобак системы регулирования; 21 — циркуляционные насосы; 22 — насосы газоохладителей;
23 — насосы; 24 — помещение блочного щита управления.
УТ вызывает снижение не мощности,
а к. п. д. ГТУ примерно в такой же
степени.
Пример компоновки теплофикаци-
онной ГТУ показан на рис. 7-9.
7-3. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК
Парогазовые установки (ПГУ) со-
здаются путем объединения паросило-
вых (ПСУ) и газотурбинных установок
(ГТУ). Коэффициент полезного дей-
ствия объединенной установки полу-
чается более высоким, чем у ПСУ и
5 Баженов М. И. и др.
ГТУ, из которых она составляется;
кроме того, достигается ряд конструк-
тивных преимуществ, которые уде-
шевляют установку.
Повышение к. п. д. при объедине-
нии ПТУ и ГТУ получается в резуль-
тате термодинамической надстройки
парового цикла более высокотемпера-
турным газовым, а также благодаря
уменьшению удельных потерь теплоты
с уходящими газами.
На рис. 7-10 показана схема ПТУ,
при которой повышение к. п. д. дости-
гается только за счет надстройки па-
рового цикла газовым. Передача отра-
129

Рис. 7-10. Схема ПГУ с использованием теп-
лоты выхлопных газов ГТД на нагрев пита-
тельной воды парогенераторов.
/ — компрессор ГТД; 2 — камера сгорания; 3 —
газовая турбина; 4 — парогенератор; 5 — дымо-
сос; 6 — паровая турбина; 7 — электрогенератор;
8 — конденсатор; 9 — питательный насос; 10 —
регенеративные подогреватели на отборном паре;
// — газовый подогреватель питательной воды;
12 — газы ГТД в атмосферу; 13 — топливо в паро-
генератор; 14 — воздух в толку парогенератора;
15 — дымовые газы парогенератора в атмосферу.
Рис. 7-11. Схема ПГУ без надстройки цикла.
/ — компрессор ГТД; 2 — газовая турбина; 3 —
высоконапорный парогенератор; 4 — регенера-
тор ГТД; 5 — паровая турбина; 6 — конденсатор;
7 — питательный насос; 8 — регенеративные по-
догреватели питательной воды; 9 — электрогене-
ратор; 10 — воздух из атмосферы; // — уходя-
щие газы; 12 — топливо.
Рис. 7-12. Схема ПГУ с высоконапорным
парогенератором.
1 — компрессор ГТД; 2 — высоконапорный паро-
генератор (ВП); 3 — газовая турбина; 4 — элект-
рогенератор; 5 — паровая турбина; 6 — водяной
экономайзер парогенератора; 7 — газовый подо-
греватель питательной воды; 8 — регенеративный
подогреватель питательной воды; 9 — питательный
насос; 10 — конденсатор.
130
ботавшей теплоты газового цикла па-
ровому осуществляется путем подо-
грева, а иногда и частичного испаре-
ния питательной воды парогенерато-
ров выхлопными газами ГТУ. Расход
уходящих газов у этой ПСУ (12 и 15)
практически равен суммарному рас-
ходу уходящих газов ПТУ и ГТУ до
их объединения. Но температура ухо-
дящих газов ГТУ *уГг значительно
ниже, чем у отдельной ГТУ, и равна
примерно температуре уходящих га-
зов парогенераторов /"^г. Более глубо-
кое использование теплоты уходящих
газов ГТУ и является источником
экономии топлива.
Схема ПГУ, при которой экономия
топлива получается благодаря значи-
тельному уменьшению удельного рас-
хода уходящих газов, показана на
рис. 7-11.
При этой схеме нет надстройки
парового цикла газовым, так как оба
цикла получают теплоту непосред-
ственно от топлива в парогенераторе.
Но суммарный удельный расход ухо-
дящих газов ПГУ практически равен
расходу газов только ГТУ до включе-
ния ее в состав ПГУ. Соответственно
как бы отпадают потери теплоты с ухо-
дящими газами ПСУ, которые она
имела до включения в ПГУ. Это и
является источником экономии топли-
ва при рассматриваемой схеме ПГУ.
Возможность такого уменьшения
удельного расхода уходящих газов
объясняется тем, что в камерах сгора-
ния ГТУ топливо сжигается с очень
большим избытком воздуха ак с =
=5-f-8 (см. гл. 6). Поэтому, когда ГТУ
объединяется с ПСУ, количество воз-
духа, подаваемого в камеру сгорания
(подогреватель) 3, служащую также
топкой парогенератора, не увеличи-
вается, а сжигание дополнительного
топлива, теплота которого отдается
паровому циклу, происходит за счет
снижения ак с. ,
При топливе с большой теплотой
сгорания (жидкие, природный газ)
масса дополнительно сжигаемого топ-
лива составляет всего несколько про-
центов массового расхода газов через
ГТУ, поэтому массовый расход уходя-
щих газов ПГУ лишь незначительно
превышает расход газов ГТУ до вклю-
чения ее в схему ПГУ.

Некоторое увеличение расхода ра-
бочего газа через газовую турбину
увеличивает ее мощность при неизмен-
ной мощности компрессора, что при-
водит к заметному повышению полез-
ной мощности ГТД (см. табл. 6-1).
Если в ПГУ по рис. 7-11 выхлоп-
ные газы ГТУ не сбрасывать непосред-
ственно в атмосферу, а направлять на
подогрев питательной воды парогене-
раторов, как в схеме на рис. 7-10,
то этим будет осуществлена надстрой-
ка парового цикла газовым и допол-
нительно получена соответствующая
экономия топлива. В ПГУ (рис. 7-12)
экономия топлива получается за счет
как снижения суммарного удельного
расхода уходящих газов, так и сниже-
ния температуры уходящих газов ГТУ.
Экономию топлива, даваемую ПГУ
(или, что то же, относительное повы-
шение к. п. д.), следует определять
путем сравнения с к. п. д. лучшей из
вошедших в состав ПГУ установок при
ее раздельной работе, а не путем сопо-
ставления со средневзвешенным к. п. д.
установок до их включения в ПГУ.
В настоящее время к. п. д. круп-
ных ПСУ, как правило, выше к. п. д.
ГТУ, поэтому энергетическую эффек-
тивность ПГУ определяют путем со-
поставления с к. п. д. ПСУ. При этом
параметры пара ПСУ принимают та-
кими же, как у паровой части ПГУ.
Соответственно часовая экономия топ-
лива, даваемая ПГУ, равна:
<2эк = Мпгу (<7кэс - <7пгу), (7-15)
где Л^пгу — мощность парогазовой
установки, кВт; <7кэс, </пгу — соответ-
ственно удельные расходы теплоты
топлива на паротурбинной и парога-
зовой установках, кДж/(кВт-ч).
Ниже рассмотрен ряд характерных
схем ПГУ.
7-4. ПГУ С ВЫСОКОНАПОРНЫМ
ПАРОГЕНЕРАТОРОМ
Работа ПГУ с высоконапорным
парогенератором (см. рис. 7-12) про-
текает следующим образом. Компрес-
сор сжимает воздух, забираемый из
атмосферы, и подает его в горелочные
устройства высоконапорного пароге-
нератора ВП1. Продукты сгорания из
1 Высоконапорным парогенератор назы-
вают из-за высокого давления продуктов
сгорания в нем.
ВП поступают в газовую турбину, рас-
ширяются в ней и направляются на
подогрев питательной воды парогене-
ратора, после чего сбрасываются в
атмосферу.
Пар из ВП расширяется в турбине,
конденсируется в конденсаторе, кон-
денсат подогревается отходящими га-
зами ГТУ и частично отборным паром
турбины и поступает в ВП. Коли-
чество топлива, которое может быть
сожжено в ВП, ограничивается ми-
нимально допустимым избытком воз-
духа при горении ав п = 1,05-5-1,20.
При небольших избытках воздуха
температура горения значительно пре-
вышает допустимую перед газовой
турбиной. Снижение ее до необходи-
мого уровня достигается отдачей теп-
лоты на испарение воды и перегрев
пара в ВП.
Количество теплоты, которое пере-
дается паровой части ПГУ, в несколь-
ко раз превышает количество теплоты,
получаемое газовой частью ПГУ (ав п
в несколько раз меньше ак с).
Соответственно и мощность паро-
вой части Nn ПГУ получается в не-
сколько раз больше мощности газовой
части Nr. Отношение NJNr зависит
от схем и параметров паровой и газо-
вой частей ПГУ. Соотношение мощ-
ностей зависит также от конечного
избытка воздуха в ВП. Чем больше
ав п, тем меньше NJNr.
Уходящие газы ГТУ могут быть
глубоко охлаждены питательной во-
дой только при полном или частичном
отказе от подогрева ее отборным паром
турбины. Доля остающегося парового
регенеративного подогрева зависит от
соотношения тепловых эквивалентов
(теплоемкостей систем) cpG, греющих
отходящих газов и питательной воды.
Если это соотношение таково, что
для охлаждения уходящих газов до
оптимальной температуры по эконо-
мическим показателям достаточно
только части питательной воды, то
схему подогрева целесообразно вы-
полнять, как показано на рис. 7-12.
При этой схеме расход воды через
газовый подогреватель выбирается та-
ким, чтобы теплоемкости системы ухо-
дящие газы — вода были одинаковы.
Равенство теплоемкостей обеспе-
чивает одинаковую разность темпера-
тур вдоль всей поверхности нагрева
5*
131

теплообменника, которая выбирается
оптимальной по экономическим сообра-
жениям. Минимальной разностью тем-
ператур достигается минимум необ-
ратимых потерь, вызываемых тепло-
обменом при конечной разности тем-
ператур.
Снижение паровой регенерации из-
за подогрева части воды газом приво-
дит к уменьшению выработки электро-
энергии паровой частью на внутрен-
нем тепловом потреблении. Поэтому
экономия теплоты топлива на ПГУ
<2эк будет меньше количества теплоты
AQy г, переданного уходящими газами
питательной воде:
Q9K = 21(gAQy.r), (7-16)
где | — коэффициент ценности теп-
лоты соответствующего отбора.
В ПГУ могут применяться ГТУ не
только по простой схеме, показанной
на рис. 7-12, но и по схеме с промежу-
точным охлаждением и подогревом и
регенерацией теплоты. Применение ре-
генератора ГТУ усложняет и удоро-
жает установку и практически не
дает в случае ПГУ по схеме (см.
рис. 7-12) экономии топлива. Послед-
нее объясняется тем, что при уста-
новке регенератора соответственно
уменьшается количество теплоты, по-
лучаемое питательной водой ВП от
газов. Поэтому дли ПГУ используют
безрегенераторные ГТУ.
В большинстве случаев не дает
экономии топлива и промежуточное
охлаждение компрессора (если не ис-
пользуется теплота охлаждающей во-
ды). Промежуточный подогрев в ГТУ
дает существенный эффект.
Чем выше начальные параметры
паротурбинной установки, тем меньше
коэффициент ценности теплоты пара
из отборов, которые полностью или
частично заменяются отработавшими
газами ГТУ; поэтому, чем выше пара-
метры пара, тем меньшую экономию
топлива дает надстройка парового цик-
ла газовым [формула (7-16)] и тем
меньше экономия топлива, получае-
мая за счет уменьшения удельных
потерь теплоты с уходящими газами.
В результате, чем выше параметры
пара, тем меньше к. п. д. ПГУ превы-
шает к. п. д. ПСУ. Так, при парамет-
рах пара 9,0 МПА, 535°С и прочих
равных условиях ПГУ имеет прибли-
зительно на 7% меньший удельный
расход топлива, чем ПСУ. При 13,0
МПа, 565°С разница удельных расхо-
дов составляет всего около 4%, а
при 24,0 МПа, 565°С — около 2%.
(При параметрах пара 3,5 МПа, 435°С
ПГУ дает экономию топлива до 20—
25%. Это не означает, что ПГУ сле-
дует строить с низкими параметрами
пара. Абсолютный к. п. д. ПГУ тем
больше, чем выше параметры паровой
части (при правильном выборе газо-
вой части). Поэтому параметры пара
следует принимать возможно более
высокими.
В высоконапорном парогенераторе
газы находятся под давлением, рав-
ным давлению перед газовой турби-
ной. Поэтому как горение, так и
теплоотдача протекают в нем значи-
тельно интенсивнее, чем в обычных
парогенераторах. В результате га-
бариты и удельный расход металла
у ВП в несколько раз меньше, чем
у обычных парогенераторов. Благо-
даря малым габаритам ВП можно рас-
полагать в машинном зале (рис. 7-13).
В связи с отмеченными преиму-
ществами ВП перед обычными паро-
генераторами стоимость единицы уста-
новленной мощности ПГУ может быть
при серийном производстве оборудо-
вания ниже удельной стоимости ПСУ
на 10—20%. Недостатком ПГУ с ВП
является то, что она может работать
только на топливе, пригодном для
газовых турбин.
В СССР работают несколько ПГУ
с ВП. Первая ПГУ мощностью 30 МВт
имела в эксплуатации к. п. д. 31,5%
при параметрах пара 3,5 МПа, 435°С.
Ожидается, что к. п. д. установки мо-
жет достигнуть примерно 35%.
В 1973 г. вступила в строй ПГУ
мощностью 200 МВт на Невинномыс-
ской ГРЭС с проектным к. п. д. до 37%
при параметрах пара 13,0 МПа,
540/540 °С (рис. 7-13).
7-5. ПГУ С ОБЫЧНЫМ
ПАРОГЕНЕРАТОРОМ
Выхлопные газы ГТУ содержат
15—18% кислорода (см. гл. 6). Это
позволяет использовать их для сжига-
ния топлива в топках обычных паро-
генераторов (рис. 7-14). При этом
физическая теплота выхлопных газов
132

Рис. 7-13. Компоновка парогазовой установки 200 МВт (ПГУ-200) на Невинномысской ГРЭС.
а — разрез; б — план; / — компрессор; 2 — газовая турбина; 3 — экономайзер третьей ступени;
4 — экономайзер второй ступени; 5 — экономайзер первой ступени; 6 — высоконапорный парогене-
ратор ВПГ-450; 7 — паровая турбина К-160-130; 8 — конденсатор; 9 — конденсатный насос; 10 и
// — подогреватели низкого давления; 12 — деаэратор; 13 — питательный насос; 14 — подогреватель
высокого давления; 15 — пусковая паровая турбина; 16 — генератор ТВФ-60-2; 17 — барабан-сепара-
тор; 18 — циркуляционные насосы парогенератора; 19 — мостовой кран грузоподъемностью 125/20 т;
20 — камера всасывания с фильтрами; 21 — шумоглушители.
133

ГТД вносится в топку и используется.
Такие установки называют ПГУ со
сбросом газов в парогенератор. Паро-
генератор и в этом случае не может
иметь воздухоподогревателя, и охлаж-
дать уходящие газы можно только пи-
тательной водой. Чтобы питательной
водой можно было глубоко охладить
уходящие газы, приходится, как и в
схеме, показанной на рис. 7-12, сни-
жать или полностью исключать паро-
вую регенерацию.
Коэффициент полезного действия
ПГУ по рассматриваемой схеме при-
мерно такой же, как в схеме с высоко-
напорным парогенератором при оди-
наковых газотурбинных и паротур-
бинных установках. Объясняется это
тем, что удельный расход уходящих
газов в обеих схемах практически
одинаков, одинакова и их темпера-
тура. Примерно одинакова степень
вытеснения паровой регенерации. Не-
которое различие к. п. д. вызывается
тем, что в схеме с высоконапорным
парогенератором массовый расход газа
через турбину при одинаковой подаче
воздуха компрессором ГТД на не-
сколько процентов больше, чем в схе-
ме с обычным парогенератором, за
счет того, что в ВП сжигается все
топливо, расходуемое ПГУ, а при
ПГУ с обычным парогенератором толь-
ко часть этого топлива. Большему
расходу газа соответствует большая
мощность газовой турбины (при про-
Рис. 7-14. Схема ПГУ с парогенератором
обычного типа.
/ — компрессор ГТД; 2 — камера сгорания ГТД;
3 — газовая турбина; 4 — электрогенератор; 5 —
парогенератор обычного типа (под няддувом или
с дымососом); 6 — паровая турбина; 7 — водяной
экономайзер парогенератора; 8 — газовый подо-
греватель питательной воды; 9 — паровые регене-
ративные подогреватели; 10 — питательный на-
сос; // — конденсатор; 12 — дымосос.
чих равных условиях), а следова-
тельно, и к. п. д. ПГУ (см. табл. 6-1).
У ПГУ с обычным парогенерато-
ром, так же как у ПГУ с ВПГ, введе-
ние промежуточного подогрева в ГТД
повышает к. п, д. всей установки.
Влияние параметров пара на к. п. д.
ПГУ по рассматриваемой схеме такое
же, как в случае схемы с высоконапор-
ным парогенератором (см. рис. 7-12).
Примерно одинаково у обеих схем и
отношение мощностей паровой и газо-
вой частей NJNr.
Основными достоинствами ПГУ с
обычным парогенератором являются:
1) возможность работы парогене-
ратора на любом топливе, причем в
парогенераторе сжигается 70—80%
общего расхода топлива установкой;
2) возможность использования
обычных парогенераторов с соответ-
ствующей переделкой хвостовых час-
тей, а для ряда случаев также элемен-
тов топочного устройства и паропере-
гревателя, что облегчает создание ПГУ
на базе серийного оборудования и по-
зволяет осуществлять газотурбинную
надстройку действующих паротурбин-
ных электростанций с сохранением
установленного оборудования;
3) возможность как совместной,
так и раздельной работы паровой и
газовой частей установок при сохра-
нении дымососов и вентиляторов.
Избыток воздуха в парогенераторе
в пределах а ^ 2 сравнительно мало
влияет на к. п. д. ПГУ, что облегчает
подбор серийных ГТД и парогенера-
торов.
У парогенераторов приходится раз-
вивать водяной экономайзер, который
вместе с газовым подогревателем пи-
тательной воды (рис. 7-14, поз. 7—8)
размещается на месте, которое ранее
занимал воздухоподогреватель. В США
ПГУ с обычными парогенерато-
рами во многих случаях сохра-
няют дымососы и вентиляторы. Это
позволяет работать паровой частью
при остановленной газовой.
В рассматриваемой схеме ПГУ
(см. рис. 7-14) регенератор ГТД может
быть установлен до или после пароге-
нератора. В обоих случаях, как и
при ПГУ с ВПГ, этот регенератор
практически не дает экономии топли-
ва, так как приводит только к пере-
распределению расхода топлива меж-
134

ду ГТД и парогенератором при том же
суммарном его расходе. Однако бла-
годаря этому перераспределению уста-
новка регенератора ГТУ уменьшает
потребность в газотурбинном топливе,
которое замещается котельным топли-
вом, во многих случаях более деше-
вым. Поэтому в ПГУ с обычными паро-
генераторами установка регенерато-
ров ГТД может оказаться целесооб-
разной.
При сооружении новых электро-
станций, оборудуемых ПГУ с обыч-
ными парогенераторами, капитальные
затраты должны быть больше, чем при
ПГУ с высоконапорными парогенера-
торами, так как стоимость последних
при серийном изготовлении должна
быть ниже стоимости обычных паро-
генераторов и требуется меньше поме-
щений. За рубежом большинство ПГУ
строят по схеме с обычными парогене-
раторами.
7-6. ПГУ С ПОЛНОЙ
НАДСТРОЙКОЙ ЦИКЛА
В схеме ПГУ с полной надстройкой
(рис. 7-15) парогенератор обогревается
только отходящими газами ГТД, соот-
ветственно в данном типе ПГУ осу-
ществляется полная надстройка паро-
вого цикла газовым.
Такие установки называют ПГУ
со сбросом газов в утилизационный
парогенератор, а также газопаровыми.
В ранее рассмотренных ПГУ паро-
вая часть получала основное коли-
чество теплоты непосредственно от
топлива и только сравнительно не-
большую часть теплоты от отработав-
ших газов ГТД, соответственно в этих
схемах осуществлялась частичная над-
стройка циклов.
Температура выхлопных газов без-
регенераторных ГТД обычно не пре-
вышает 350—550°С, а регенераторных
ГТД — 270—320°С. При таких темпе-
ратурах греющих газов давление пара
(температура кипения, см. рис. 7-4)
оказывает очень большое влияние на
возможную производительность паро-
генератора DyT. Чем выше давление
пара, тем меньше его выработает паро-
генератор, но работоспособность каж-
дого килограмма пара будет больше
(/г = Д;т). В связи с этим существует
оптимальное давление пара, при кото-
Рис. 7-15. Схема ПГУ с полной надстройкой
цикла.
/ — компрессор; 2 — регенератор ГТД; 3 — камера
сгорания; 4 — газовая турбина; 5 — паровая тур-
бина; 6 — конденсатор; 7 — питательный насос;
8 — парогенератор на выхлопных газах ГТД;
9 — электрогенератор; ГО — обвод регенератора.
Рис. 7-16. Зависимость мощности паровой
турбины от давления пара в парогенераторе
на выхлопных газах ГТД. Температура вы-
хлопных газов 395° С. Пар перед турбиной —
насыщенный.
/ — давление пара в конденсаторе 5 кПа; 2 —
20 кПа; 5 — 30 кПа; 4 — 50 кПа.
ром произведение DyTAtT = N.T дости-
гает максимума.
На рис. 7-16 показана зависимость
удельной (относительной) мощности
паровой турбины Nn [см. формулу
(7-17)] от принятого давления в паро-
генераторе, рассчитанного для ГТУ
с температурой уходящих газов L г =
=390°С и g = 24 кг/(кВт-ч). Как
видно из рисунка, максимальная мощ-
ность ПГУ достигается при сравни-
тельно небольших давлениях пара
Nn = NJNr. (7-17)
В рассматриваемой схеме ПГУ вы-
работка электроэнергии паровой ча-
135

стью происходит без дополнительной
затраты топлива (если пренебречь
потерей мощности в 1—2%, вызывае-
мой сопротивлением парогенератора
проходу выхлопных газов), поэтому
к. п. д. ПГУ равен:
*1пгу = т1гту (1+Яп). (7-18)
Таким образом, к. п. д. ПГУ по
рассматриваемой схеме зависит от
к. п. д. входящей в нее ГТУ т]гту_и
удельной мощности паровой^части Nn.
Если г)гту = 25% и Nn = 0,3
(рис. 7-16), то к. п. д. ПГУ составит
Чпгу = 25(1+0,3)=32,5%. При
Лгту=30% и таком же Nn к. п. д.
ПГУ лпгу = 30(1+0,3)=39%.
При высокой температуре уходя-
щих газов tVt г = 500ч-550°С в новых
высокотемпературных ГТУ оптималь-
ное давление пара повышается, возра-
стает удельная (относительная) мощ-
ность паровой части ПГУ и ее к. п. д.
В США изготовляют ПГУ по опи-
санной схеме мощностью от 50 до
250 МВт с параметрами пара 8,5 МПа,
510°С, к. п. д. которых достигает 40%
[41]. В таких ПГУ аналогично тепло-
фикационным ГТУ применяют полную
или частичную подтопку парогенера-
торов. Как было пдказано в § 7-2,
теплота топлива, расходуемого на под-
топку, используется с высокими к. п.д.,
так как практически не возрастает
расход уходящих газов. Подтопка
значительно повышает оптимальное
давление пара, а тем самым эффектив-
ность использования тепла выхлоп-
ных газов ГТУ.
Сооружение ПГУ по рис. 7-15 с
низкими параметрами пара может
быть экономически выгодным, если
ГТУ устанавливается независимо от
того, будет ли она иметь хвостовую
паросиловую часть или нет. Сказан-
ное относится к ГТУ, используемым
для привода производственных меха-
низмов, турбокомпрессоров, на про-
мышленных предприятиях, нагнета-
телей на компрессорных станциях
магистральных газопроводов и т. п.
В этом случае экономическую целе-
сообразность создания ПГУ на базе
ГТУ следует определять, учитывая
только связанные с этим дополнитель-
ные затраты: стоимость паросиловой
части и связанного с ней оборудова-
ния.
Паровую турбину можно устанав-
ливать как на валу ГТД, так и от-
дельно. В первом случае она исполь-
зуется для привода того же меха-
низма, во втором — для привода отде-
льного механизма, или для выработки
электроэнергии; при этом турбина
может получать пар от нескольких
ГТУ. Получаемый в парогенераторе
пар можно использовать не только в
паровой турбине, но и в газовой,
как показано на рис. 7-15 пункти-
ром. В этом случае отпадает необхо-
димость в паротурбинной установке
и связанных с ней сооружениях
(система циркуляционного водоснаб-
жения и др.).
Подача пара в камеру сгорания
увеличивает расход рабочего тела че-
рез турбину GT, а следовательно, и
давление /?нт [см. формулу (6-16)].
Из-за увеличения рн# т ^ plu K умень-
шается расход воздуха через компрес-
сор (по линии n = const, рис. 6-9)
и его рабочая точка приближается к
линии помпажа. Поэтому количество
пара, которое может быть подано в
камеру сгорания, ограничивается ус-
ловиями устойчивой работы компрес-
сора. Расход пара может лимитиро-
ваться также прочностью элементов
турбоагрегата.
Расход пара из утилизационного
парогенератора (УП) в 10—20 раз
меньше расхода газа через ГТД,
поэтому обычно в камеру сгорания
может быть подан практически весь
пар от УП.
Степень расширения пара в газо-
вой турбине во много раз меньше, чем
в паровой турбине с конденсатором, но
в первом случае гораздо выше перегрев
пара: 700—800°С. В итоге работа 1 кг
пара в паровой и газовой турбинах
получается примерно одинаковой. Так,
при начальном давлении пара 0,6МПа,
давлении в конденсаторе 8 кПа и
температуре перед газовой турбиной
800°С работа 1 кг пара в газовой тур-
бине практически такая же, как в
паровой.
На перегрев пара в камере сгора-
ния расходуется дополнительная теп-
лота топлива в размере около
7500 кДж/(кВт-ч). Соответствующий
удельный расход топлива [около
260 г/(кВт-ч)] на 30—40% 'меньше
среднего на современных районных
136

КЭС. Особенно экономичным может
быть использование пара в газовой
турбине в тех случаях, когда паро-
генератор на отходящих газах соору-
жается не специально для этой уста-
новки, а для получения пара, отда-
ваемого на производство.
При этом в газовой турбине исполь-
зуются периодические избытки пара,
например в ночные и нерабочие смены,
сезонные избытки и др., а возможно
и небольшие постоянные избытки пара.
Могут быть использованы в ГТУ
также избытки пара от других утили-
зационных установок, имеющихся на
заводе (систем испарительного охлаж-
дения технологических агрегатов и
т. п.). Использование в ГТД периоди-
ческих избытков пара не вызывает
дополнительных капитальных затрат
на парогенератор. Поэтому себесто-
имость дополнительной электроэнер-
гии, вырабатываемой паром, опреде-
ляется только сравнительно неболь-
шим удельным расходом топлива [око-
ло 260 г/(кВт-ч)], стоимостью пита-
тельной воды (которая полностью те-
ряется), а также затратами на приспо-
собление камеры сгорания к перегреву
пара, на систему автоматики и др.
Благодаря малым затратам дополни-
тельно вырабатываемая паром элек-
троэнергия получается дешевой.
7-7. ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЕ ПГУ
В состав теплофикационной ПГУ
входит паровая турбина с отбором
пара или противодавлением (рис.7-17).
Рассмотрим, какую экономию топлива
может дать теплофикационная ПГУ
по сравнению с паротурбинной ТЭЦ
при прочих равных условиях (оди-
наковые паровые турбины, тепловые
нагрузки и др.). На паротурбинных
ТЭЦ экономия топлива определяется
формулой (гл. 2):
В эк = Эп. тэц {Ькэс — bfi. тэц) —
— Эп. тэц (ЬпЛгэц — Ькэс)* (7-19)
Поскольку на парогазовых уста-
новках теплота выхлопных газов ГТД
отдается паровому циклу, можно ус-
ловно считать (методический прием),
что ГТД, входящий в состав ПГУ,
вырабатывает всю электроэнергию
комбинированным способом на внут-
Рис. 7-17. Схема теплофикационной ПГУ.
/ — компрессор; 2 — высоконапорный парогене-
ратор; 3 — газовая турбина; 4 — паровая тур-
бина; 5 — подогреватель сетевой воды; 6 — пи-
тательный насос; 7 — экономайзер; 8 — электро-
генератор; 9 — поверхность нагрева высоконапор-
ного парогенератора; 10 — сетевой насос; // —
охладитель конденсата; 12 —регенеративные подо-
греватели.
реннем тепловом потреблении с удель-
ным расходом Ьгту.
С учетом комбинированной выра-
ботки электроэнергии ГТУ экономия
топлива ПГУ (при том же режиме
работы)
Вэк = *^пту (Ькэс — Ьпту) +
+ Згту (Ькэс — &гту) —
— Эту \bhry — Ькэс)« (7-20)
Второй член уравнения (7-20) имеет
положительный знак и дает значитель-
ное увеличение Вэ1ГУ, так как вели-
чина Згту составляет обычно более
20% выработки электроэнергии паро-
вой частью ПГУ. Численные значения
удельных расходов топлива в форму-
лах (7-19) и (7-20) различны. Так,
если отнести все потери с уходящими
газами на ГТУ (что упрощает расчеты),
то значения Ьпту и Ьпту в формуле
(7-20) должны определяться без учета
теплоты, уносимой уходящими газами,
в то время как при расчетах по фор-
муле (7-19) их определяют с учетом
к. п. д. парогенераторов ТЭЦ.
Иной будет у ПГУ и комбинирован-
ная выработка электроэнергии паро-
вой частью Зпту из-за уменьшения
паровой регенерации. Соответственно
изменится и конденсационная выра-
ботка Зпту.
Следует отметить, что из-за умень-
шения паровой регенерации, а также
изменения удельного расхода уходя-
щих газов и их оптимальной темпера-
туры экономия топлива, даваемая
парогазовой ТЭЦ, не будет пропор-
циональна росту электрической мощ-
137

ности ЛГУ по сравнению с ПСУ
(Nn + Nr)/Nn, несмотря на то что
отпуск теплоты внешним потребите-
лям останется при ПГУ таким же,
как был у одной ПСУ, вошедшей в
состав ПГУ, — экономия топлива
будет расти медленнее. Численное
значение ftfry определяется из тепло-
вого баланса газотурбинной частиПГУ
Qxon =AfrTy/'n3M + Qnap + Qy. г + Qo. в»
(7-21)
• где QTon — теплота топлива, израс-
ходованная на нагрев газов перед тур-
биной в камере сгорания или ВП;
Qnap — теплота, отданная в газовых
подогревателях питательной воде;
Qy г — теплота, уносимая уходящими,
газами после газовых подогревателей
питательной воды парогенераторов
ПГУ; Q0. в — теплота, уносимая водой,
охлаждающей газ в компрессорах ГТУ
(если есть ПО).
В ПГУ промежуточное охлажде-
ние компрессоров, как правило, не
применяется, соответственно баланс
теплоты ГТУ в составе ПГУ на
1 кВт-ч составит:
ql™ = I'/ЧГТУ = 1/Лэм + <7пар +
+ gCp(ty.r-tn.B)f (7-22)
где <4ТПУ и Лгту ~~ УДельный расход
теплоты на 1 кВт-ч данной ГТУ и ее
к. п. д. при самостоятельной работе;
<7пар — теплота, отданная питательной
воде парогенератора (подогреватель 7
на рис. 7-12);
<7шр = Cpg (f в. т - *у. г), (7-23)
К. т — температура газа на выхлопе
турбины; g — удельный расход рабо-
чего тела ГТУ (см. гл. 6); ср — удель-
ная теплоемкость уходящих газов;
tyr — температура уходящих газов
после газового подогревателя пита-
тельной воды; tiUB — температура
наружного воздуха, от которой состав-
ляется баланс теплоты установки.
Для каждой конкретной ГТУ чис-
ленные значения <7[отпу, г]гту, g, NrTV,
г)эм являются ивестными. Значение
ty.г определяется принятой схемой
ПГУ (степенью изменения паровой
регенерации).
Из уравнения (7-22) следует, что
удельный расход теплоты топлива
<7^J ГТУ, входящей в состав ПТУ,
на единицу выработанной электро-
энергии равен:
?гту- 1/Лэ- + £М'у.г-'и.в). (7-24)
ГТУ работает с полной мощностью
при работе паровой части как на
теплофикационном, так и на конден-
сационном режиме, причем в первом
приближении можно считать, что
удельный расход топлива &гту будет
в обоих случаях одинаковым. Объяс-
няется это тем, что хотя при теплофи-
кационном режиме расход питатель-
ной воды и больше, чем при конден-
сационном, но при теплофикационном
режиме выше температура питатель-
ной воды, поступающей в подогрева-
тель. В итоге теплота, отдаваемая
выхлопными газами питательной воде
<7пар, изменяется мало.
Как показали исследования, паро-
газовые ТЭЦ могут дать существен-
ную дополнительную экономию топ-
лива по сравнению с паротурбинными
(при идентичных паровых частях).
Стоимость установленного 1 кВт на
парогазовых ТЭЦ, как правило, ниже,
чем на паротурбинной ТЭЦ, поэтому
парогазовые ТЭЦ могут быть эконо-
мичными и в случаях, когда паро-
турбинные ТЭЦ экономически не
оправдываются.
Выше были рассмотрены основные
характерные схемы ПГУ, которые,
понятно, могут иметь различные моди-
фикации. Возможны и более сложные
схемы, в которых комбинируются рас-
смотренные схемы или их отдельные
элементы. Существенного повышения
экономии топлива по сравнению с рас-
смотренными схемами ПГУ эти схемы
не дают и распространения не полу-
чили. Не получили пока распростра-
нения и ПГУ с турбинами на паро-
газовой смеси, при которых вода
вводится непосредственно в камеру
сгорания [48]. Коэффициент полез-
ного действия таких ПГУ ниже, чем
ПГУ с высоконапорным парогенера-
тором и ПГУ с обычным парогенера-
тором. Преимуществом таких ПГУ
является отсутствие паровых турбин,
конденсаторов и пр.
Парогазовые установки только с
частичной надстройкой (см. рис. 7-10)
дают значительно меньшую экономию
138

Таблица 7-1
Основные характеристики некоторых отечественных стационарных ГТУ
I I I I I I Удельная I I
Номинал,, ТГпеРр"дУ' н°еТНдаШвл'е- Расход рабо- «SSS" ныГо^Тск^стГгТу0"
Тип ГТУ и завод-нзготови- ная мощ- р-«- к-■ ggg -™ ^~- "Д^!33 ТГТУ при теплоты в „^„e пос- Примечание
Т€ЛЬ 'I?gLb' %' (номиналь- компрессо- д &', К£/С полной теп- Q тавки завода,
МВт ' ная), °С ре д.кг/кВт-ч ловой заг- Гкал/ч руб/кВт
рузке дэк \
ГТК-Ю (НЗЛ) 10 28,6 780 4,6 86/30,9 0,70 13,6 42,9 Двухвальная с регенератором
(приводная) I I I I I °^3 П(^ и ^П. Изготовляется серий-
I I I I I I но
ГТН-16 (ТМЗ) 16 29,0 900 11,5 81/18,2 0,78 25,5 — Двухвальная по простой схеме,
(приводная) готовится в серию
ГТН-25 (НЗЛ) 25 29,4 850 12 175/25,2 0,76 35,0 39,6 Трехвальные без ПО и ПП. Го-
(приводная) ловной образец ГТН-25 в 1978 г.
ГТ-40 (НЗЛ) 40 30,6 950 15 209/18,7 0,86 56,0 30,0 Могут иметь генераторную модифи-
(приводная) кацию
ГТ-45 (ХТГЗ) 48 26,0 900 8,2 268/20,1 0,69 80,0 — Одновальные по простому циклу,
(генераторная) ' Изготовляются
ГТ-100-750 (ЛМЗ) 100 28,5 750 26,5 448/16,1 0,78— 160— 45,2 Двухвальные с ПО и ПП. Изго-
ГТ-100-750-М ПО 29,0 750 — - 0,72 120 — товляется
(генераторные)
Около 25
ГТ-150 (ЛМЗ) 150 31,5 1050 14,7 630/18,2 0,87 220 (предва- Одновальная по простому циклу,
(генераторная рительно) Головной образец 1980 г.
пиковая)
Примечание. Значения дэк и QT м определены при Ькэс =340 г/(кВт-ч); Л"ОТ=0,88; ty г=П0°С.
139

топлива по сравнению с другими схе-
мами ПГУ, но они находят довольно
широкое применение за рубежом бла-
годаря своей простоте и отсутствию
потребности в специальных видах обо-
рудования.
В СССР пущена парогазовая уста-
новка ПГУ-200 по схеме с высокона-
порным парогенератором (см. рис. 7-12)
мощностью 200 МВт. Компоновка этой
установки показана на рис. 7-13.
Помимо случаев, описанных в пре-
дыдущих параграфах (ГТЭЦ, пере-
движные электростанции и др.), ГТУ
находит еще ряд других применений
на электрических станциях. Так, на
многих ТЭС в Англии ГТУ исполь-
зуются для резервирования собствен-
ных нужд.
Большое распространение полу-
чили ГТУ, предназначенные для по-
крытия пиков электрических нагру-
зок. Как известно, для покрытия
пиковых электронагрузок, суммарная
годовая длительность которых состав-
ляет 500—1500 ч, наиболее подходят
агрегаты с возможно низкой первона-
чальной стоимостью при приемлемом
к. п. д., допускающие быстрый запуск.
Пиковые ГТУ довольно хорошо удо-
влетворяют этим требованиям.
В большинстве случаев по эконо-
8-1. НАЗНАЧЕНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ
И ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ,
ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К НИМ
Работа тепловой электростанции
не может осуществляться без надеж-
ной трубопроводной связи между эле-
ментами ее тепловой схемы. По стан-
ционным трубопроводам транспорти-
руются пар различных параметров,
вода, сжатый воздух, газы и другие
вещества.
Трубопроводы состоят из собст-
венно труб и средств их соединения,
фасонных частей, арматуры с приво-
дами, контрольно-измерительных и за-
щитных устройств, тепловой изоля-
ции, опор и подвесок, а также лестниц
и площадок для обслуживания систем.
Из станционных трубопроводов наи-
более важное значение имеют трубо-
мическим соображениям пиковые ГТУ
целесообразно устанавливать не от-
дельно, а при паротурбинных ТЭС.
При этом появляются следующие пре-
имущества. При отключении регене-
ративных отборов электрическая мощ-
ность паровой турбины может быть
повышена на 10%. и более (если это
допускается конструкцией турбины).
Во время отключения паровых отбо-
ров питательная вода паротурбинной
установки может подогреваться до той
же температуры выхлопными газами
пиковых ГТУ, установленных на КЭС.
В момент пиковой электронагрузки,
когда запускается ГТУ и отключаются
паровые регенеративные подогрева-
тели, суммарная мощность ТЭС может
быть повышена значительно.
Достоинством рассмотренной схе-
мы помимо большого увеличения мощ-
ности станции является также эконо-
мичность работы электростанции при
пиковом режиме работы. Действи-
тельно, при работающей ГТУ и на-
греве питательной воды ПТУ выхлоп-
ными газами (пиковый режим) рас-
сматриваемая установка аналогична
ПГУ по рис. 7-10.
В табл. 7-1 приводятся основные
характеристики современных отечест-
венных стационарных ГТУ.
проводы, по которым транспортируют-
ся пар и вода высоких параметров.
От их надежности в значительной мере
зависит безаварийная и экономичная
работа электростанции. К паропрово-
дам, работающим под давлением при
температурах парасвыше'450°С, предъ-
являются особые требования по на-
блюдению за ползучестью и структур-
ными изменениями металла.
Станционные паропроводы принято
делить на главные и вспомогательные.
К главным относятся паропроводы от
парогенераторов до турбин, паропро-
воды вторичного перегрева пара, ре-
дукционно-охладительных установок,
отборного пара в пределах машинного
зала. К вспомогательным относятся
все возможные дренажные, продувоч-
ные, выхлопные, обдувочные и различ-
ные мелкие служебные паропроводы.
ГЛАВА ВОСЬМАЯ
ТРУБОПРОВОДЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
140

Таблица 8-1
Категории трубопроводов
Катего-
рия
трубо-
прово-
дов
I
II
III
IV
Наименование среды
Перегретый пар
То же
» »
Горячая вода, насыщенный
пар
Перегретый пар
Горячая вода
Перегретый пар
Горячая .вода, насыщенный
пар
Перегретый и насыщенный
пар, горячая вода
Параметры среды
давление
(избыточное)
МПа
Не ограни-
чено
То же
» »
5== 18,4
39
8,0—18,4
^2,2
1,6—8,0
0,1—1,6
температура,
•с
610—660
570—610
450—570
>120
350—450
^120
250—350
^ 120
120—250
Вид труб
Бесшовные высококаче-
ственные
Бесшовные качественные
Бесшовные высококачест-
венные
Бесшовные
Бесшовные и сварные
ГГр имечания: 1. При определении категории следует руководствоваться параметром среды
данного трубопровода (температурой или давлением), требующим отнесения его к высшей категории,
2. Требования Госгортехнадзора не распространяются на: а) трубопроводы I категории с наруж-
ным диаметром менее 51 мм и прочих категорий с диаметром менее 76 мм; б) трубопроводы сливные,
продувочные, выхлопные; в) трубопроводы со сроком службы до 1 года.
3. Сосуды, входящие в систему трубопровода (коллекторы, водоотделители и т. п.), должны
соответствовать требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под
давлением».
К станционным трубопроводам не-
зависимо от их назначения предъяв-
ляются следующие основные требова-
ния:
1. Трубопроводы должны обеспе-
чивать бесперебойный и безопасный
для персонала транспорт рабочего
тела между элементами оборудования
электростанции. Для этой цели они
должны отвечать требованиям соот-
ветствующих государственных обще-
союзных стандартов (ГОСТ), а также
«Правилам устройства и безопасной
эксплуатации трубопроводов пара и
горячей воды» Комитета по надзору
за безопасным ведением работ в про-
мышленности и горному надзору при
Совете Министров СССР (Госгортех-
надзор СССР).
Согласно этим Правилам по требо-
ваниям к качеству металла и сварки,
а также порядку регистрации, осви-
детельствования и обслуживания все
трубопроводы подразделяются на че-
тыре категории в зависимости от
параметров транспортируемой среды
(табл. 8-1).
141
2. Системы трубопроводов должны
обеспечивать возможность быстрых пе-
реключений оборудования в случае
аварии или изменившихся условий-
работы.
3. Системы трубопроводов должны
быть возможно более простыми и на-
глядными и требовать минимальных
затрат. Для этого нужно сводить к
минимуму по условиям надежности
количество связей, арматуры и резер-
вных линий между элементами обору-'
дования электростанции.
4. Потери теплоты и давления тран-
спортируемой среды должны быть
экономически оправданными. Это до-
стигается выбором оптимальных про-
ходных сечений трубопроводов, а так-
же материала и толщины слоя тепло-
вой изоляции.
5. Трубопроводы должны иметь
возможность удлиняться при нагре-
вании без нарушения прочности труб
и плотности мест их соединений, а
также иметь соответствующую наруж-
ную окраску и надписи (маркировку)
[60, 64].

Трубопроводы, расположенные в
непроходных каналах, окрашивают
только в пределах камер.
На магистральных трубопроводах
и ответвлениях от них наносят также
номер магистрали и стрелку, указы-
вающую направление движения сре-
ды.
6. Трубопроводы, по которым тран-
спортируется пар? должны оборудо-
ваться дренажными устройствами для
удаления конденсата (в местах возмож-
ного его скопления) и предотвращения
гидравлических ударов при прогреве
и пуске трубопровода в работу.
Для выпуска воздуха во время
заполнения трубопровода в верхних
его точках предусматривается устрой-
ство воздушников (штуцеров с запор-
ной арматурой).
8-2. МАТЕРИАЛ ТРУБОПРОВОДОВ
Для изготовления станционных
трубопроводов применяются углеро-
дистые (с содержанием углерода не
менее 0,5%) и легированные стали
перлитного класса. Эти стали при
относительной невысокой стоимости
(по сравнению с аустенитными) обла-
дают достаточной прочностью при
длительном воздействии высоких тем-
ператур (углеродистые — 450°С, леги-
рованные — до 540—585°С), легко
подвергаются механической обработке
и хорошо свариваются. Поэтому они
являются основным материалом для
изготовления как самих трубопрово-
дов, так и фасонных частей и арма-
туры.
Для изготовления паропроводов и
труб пароперегревателей, работающих
при высоких параметрах пара (24—
30 МПа и 600°С и более), применяют
стали аустенитного класса с содержа-
нием до 30% хрома и никеля, которые
обладают повышенной жаропрочнос-
тью и жаростойкостью. Аустенитные
стали стоят во много раз дороже
перлитных, трудно обрабатываются и
еще недостаточно изучены в эксплуа-
тационных условиях.
Выбор материала для трубопрово-
дов в зависимости от параметров рабо-
чей среды регламентируется Прави-
лами Госгортехнадзора (табл. 8-2)
и действующими стандартами на тру-
бы.
Маркировка легированных сталей
согласно ГОСТ проводится по следую-
щему правилу: первые две цифры
соответствуют среднему содержанию
углерода в сотых долях процента.
Содержащиеся в стали легирующие
элементы обозначаются прописными
русскими буквами: Г — марганец,
С — кремний, X — хром, Н — никель,
М — молибден, В — вольфрам, ф —
ванадий, Т — титан, Ю — алюминий,
Д — медь, Б — ниобий, К — кобальт,
Р — бор, П — фосфор, Ц — цирконий.
Содержание легирующих элемен-
тов более 1,5% отмечается следующей
за буквой элемента цифрой, которая
указывает содержание элемента в ста-
ли в процентах; цифра не ставится,
если содержание элемента близко к
1 % или меньше. Буква А обозначает
металлургически высококачествен-
ную сталь с пониженным содержанием
серы и фосфора (менее 0,03%).
Кроме стандартной маркировки ле-
гированных сталей распространена
маркировка завода «Электросталь».
Опытные и нестандартные стали мар-
кируют буквами ЭИ и ЭП (электро-
сталь исследовательская или поиско-
вой плавки) и порядковым номером.
8-3. КОНТРОЛЬ ЗА МЕТАЛЛОМ
ТРУБОПРОВОДОВ
Прочностные характеристики тру-
бопроводных сталей при сравнительно
невысоких температурах существенно
отличаются от таковых при темпера-
турах 450°С и выше. Это обусловли-
вается не только естественным пони-
жением прочности металла с ростом
температуры, но и тем, что при высо-
ких температурах происходит изме-
нение первоначальной структуры ме-
талла, понижение его пластичности и
химической стойкости.
Трубопроводы, работающие при
температурах среды до 350—400°С,
рассчитываются по временному со-
противлению разрыву ар или по услов-
ному пределу текучести ат с опреде-
ленным запасом прочности. Значения
(тр и соберутся при температуре +20°С.
При температурах 350—400°С металл
трубопроводов работает в области
упругой деформации. При температу-
рах среды 450°С и выше вследствие
сложных физико-химических процес-
142

Таблица 8-2
Материалы, применяемые для изготовления трубопроводов
Наименование труб
Бесшовные
Электросварные
Прямошовные
(с двухсторонним
швом)
Электросварные
прямошовные
Электросварные со
спиральным швом
(двухсторонним)
Электросвар ные
Водогазопроводные
ГОСТ или ТУ на
труб ы
МРТУ 14-4-21-76 1
ТУ
ГОСТ 8731-74,
группа А
ГОСТ 8733-74,
группа А
4МТУ/ВНИТИ
652-65
4МТУ 3-243-69
ГОСТ 10706-63,
группа А
ГОСТ 10706-63,
группы А и В
ЧМТУ/УкрНИТИ
1 450-63
ГОСТ 8696-62,
группы А и В
ГОСТ 10705-63,
группы А и В
ГОСТ 3262-62,
усиленные
ГОСТ 3262-62,
обыкновенные
Марка стали
20
15ГС
15ХМ
12Х1МФ 1
15Х1М1Ф
1Х11В2МФ
(ЭИ756)
Х18Н12Т
12МХ
10, 20
ВСт2сп2,
ВСтЗсп2
15ГС
16ГС
16ГС, 17ГС,
14ХГС
10Г2С1
ВСтЗспЗ
1 ВСтЗспЗ,
ВСтЗпсЗ,
ВСтЗсп5
ВСт2кп2,
ВСтЗкпЗ
16ГС, 17ГС
10Г2С1
ВСт2сп2,
ВСтЗспЗ,
ВСтЗсп5,
ВСт2кп5
08, 10, 20
ВСт2сп,
ВСтЗсп,
ВСтЗпс,
ВСтспб,
ВСтпс5,
ВСтЗГпс5
ВСт2, ВСтЗ,
Ст2-2, СтЗ-2,
ВСт2, ВСтЗ
ВСт2, ВСтЗ,
Ст2-2, СтЗ-2
ГОСТ или ТУ
на сталь
МРТУ 14-4-21-76
ГОСТ 1050-74
ГОСТ 1050-74
ГОСТ 380-71
МРТУ 14-4-21-68
ГОСТ 5058-73
ГОСТ 5058-73
ГОСТ 5058-73
ГОСТ 380-71
ГОСТ 380-71
ГОСТ 380-71
ГОСТ 5058-73
ГОСТ 5058-73
ГОСТ 380-71
ГОСТ 380-71
ГОСТ 1050-74
ГОСТ 380-71
ГОСТ 380-71
ГОСТ 380-71
Предельные
параметры
Темпе-
ратура,
°С
450
450
550
570
575
580
610
530
1 425
300
350
425
350
300
300
200
300
350
300
200
300
300
300
200
Услов-
ное
давле-
ние,
МПа
Не
огра-
ниче-
но
То же
4,0
4,0
6,4
4,0
2,5
2,5
1,6
1,6
1,6
2,5
2,5
1,6
1,6
1,6
1,6
1,0
Примечания: 1. Каждая труба должна подвергаться гидравлическому испытанию заводами-
изготовителями в соответствии с действующими стандартами или техническими условиями. Бесшовные
трубы, прошедшие 100%-ный контроль с помощью ультразвука или иного равноценного метода дефек-
тоскопии без разрушения, гидравлическому испытанию могут не подвергаться.
2. Механические испытания проводятся для каждой партии труб, за исключением труб паропрово-
дов I категории с наружным диаметром более 114 мм, испытания которых проводятся потрубно.
3. Электросварные трубы из мартеновской полу спокойной и кипящей стали и конвертерной спо-
койной и полуспокойной стали могут применяться при толщине стенки не более 10 мм.
4. Сталь по МРТУ 14-4-21-68 и ГОСТ 5058-73 должна быть мартеновской.
5. Трубы по ГОСТ 8696-62 должны применяться только для прямых участков трубопроводов.
143

сов в металле трубопроводов возни-
кает остаточная деформация даже при
напряжениях, значительно меньших
условного предела текучести при дан-
ной температуре. С течением времени
остаточная деформация накапливает-
ся, происходят структурные измене-
ния металла, увеличение диаметра и
утонение стенок трубопровода, вслед-
ствие чего может наступить его разру-
шение. Это явление называется пол-
зучестью (крипом) металла. В связи
с этим оценку механической прочности
материала трубопровода при высоких
температурах необходимо делать, ис-
ходя не только из условного предела
текучести, но и из условного предела
ползучести сгп.
Под условным пределом ползу-
чести понимается напряжение, при
котором скорость ползучести wn при
данной рабочей температуре среды не
выходит за допустимые пределы.
На рис. 8-1 представлен график
зависимости относительной остаточ-
ной деформации Д/ от времени Т
при различных значениях напряже-
ния а и постоянной температуре t,
°С. Отношение остаточной деформации
ко времени Т в установившемся ре-
жиме (между точками Л и В) назы-
вается скоростью ползучести
Для трубопроводных сталей до-
пустимая скорость ползучести wn =
= 10"5%/ч (или 10"7 1/ч), что соответ-
ствует суммарной остаточной дефор-
мации 1 % за 100 000 ч работы трубо-
провода.
Поскольку при высоких темпера-
турах ползучесть металла трубопро-
водов, находящихся под давлением,
является неизбежным явлением, не-
обходимо вести контроль за ползу-
Рис. 8-1. К определению скорости ползуче-
сти.
144
честью, который осуществляется пер-
соналом электростанций. Контроль
сводится к периодическому измерению
наружных диаметров трубопроводов и
определению скорости ползучести, а
также суммарной остаточной дефор-
мации. С этой целью на контролируе-
мом трубопроводе (коллекторе) пара
по диаметру во взаимно перпендику-
лярных направлениях привариваются
бобышки из нержавеющей стали. Бо-
бышки устанавливаются на прямых
участках паропроводов, у которых
длина между сварными или фланце-
выми соединениями не менее 1,5 м,
а также на прямых участках изгибов
труб по возможности дальше от свар-
ных соединений фланцев и опор.
Измерения диаметров паропрово-
дов производятся с помощью специ-
альных скоб (шаблонов), изготовляе-
мых отдельно для каждого диаметра
паропровода. Измерительные скобы
периодически проверяются по конт-
рольному шаблону.
Первое измерение диаметра по бо-
бышкам и непосредственно трубы вбли-
зи бобышек производят до пуска
паропровода в эксплуатацию. Дан-
ные измерений заносят в паспорт и
формуляр паропровода. Второе изме-
рение производят не позднее чем через
15 тыс. ч работы. Третье и последую-
щие измерения — не реже, чем через
25—30 тыс. ч работы. Во всех случаях
контрольные измерения производятся
на неработающих паропроводах при
температуре стенки трубы не свыше
50°С. Результаты измерений заносятся
в специальный формуляр, контроли-
руемый главным инженером электро-
станции.
Измерение остаточной деформации
производится на паропроводах, вклю-
чая арматуру и фасонные части, паро-
сборники, пароперегреватели, кол-
лекторы из углеродистой стали, стали
.марки 15ГС и хромомолибденовой
стали, фактически работающих при
температуре пара 450°С и выше, из
хромомолибденованадиевой стали —
при температуре пара 500°С и выше
и из аустенитной стали — при темпе-
ратуре пара 540°С и выше, за исклю-
чением паропроводов с внутренним
диаметром менее 100 мм, длительность
работы которых не превышает
3000 ч/год.

Паропроводы, работающие при
температуре 450°С и выше, подвер-
гаются, кроме того, контролю за
структурными изменениями и меха-
ническими свойствами металла. Для
этого на главных паропроводах пре-
дусматривается устройство контроль-
ных участков (по одному на каждую
магистраль), выполненных из того же
материала, что и основной паропро-
вод. Контрольный участок должен
быть прямым и длиной не менее 4 м.
Перед монтажом контрольного участ-
ка трубы тщательно исследуются ми-
кроструктура, химический состав и
свойства металла в исходном состоя-
нии. Результаты испытаний и иссле-
дований заносят в паспорт трубы
контрольного участка. На трубе кон-
трольного участка в трех сечениях
также приваривают бобышки. Наблю-
дения за остаточными деформациями
на контрольном участке ведутся в те
же сроки, что и на остальных участках
паропровода.
Для выявления возможных струк-
турных изменений металла паропро-
вода в процессе эксплуатации из
контрольного участка периодически
производят вырезку образцов с после-
дующим изготовлением микрошлифов
и сопоставлением их с исходными об-
разцами. Первую вырезку произво-
дят не позже чем через 25—30 тыс. ч
работы паропровода, последующие —
через 50—60 тыс. ч.
При получении неудовлетвори-
тельных результатов проверки оста-
точных деформаций, структуры или
механических свойств металла трубо-
проводов вопрос о возможности даль-
нейшей их эксплуатации решает экс-
пертно-техническая комиссия.
8-4. СХЕМЫ И СИСТЕМЫ
ТРУБОПРОВОДНЫХ СВЯЗЕЙ
Стоимость сооружения станцион-
ных трубопроводов в зависимости от
типа станции составляет от 8 до 14%
всех капитальных затрат на тепломе-
ханическое оборудование, причем чем
выше начальные параметры пара, тем
выше доля этих затрат. Рост единич-
ных мощностей агрегатов и начальных
параметров пара повышает требования
к надежности работы трубопроводов.
Станционные трубопроводные системы
должны быть просты и надежны в ра-
боте и требовать меньше затрат. Наи-
более часто применяемые схемы глав-
ных паропроводов показаны на
рис. 8-2. Блочные схемы (рис. 8-2,а)
требуют высокой надежности работы
парогенераторов, близкой к надеж-
ности работы турбин, и соответствия
по расходам пара связанных между
собой агрегатов. Ввиду отсутствия
поперечных связей между блоками
взаимное резервирование парогене-
раторов невозможно. Блочные схемы
получают широкое применение на
крупных конденсационных электро-
станциях с турбоагрегатами мощно-
стью 100, 200, 300 МВт и более, а
также на ТЭЦ с турбоагрегатами
Т-100-130 и Т-250/300-240.
Большое распространение на про-
мышленных ТЭЦ получили трубопро-
водные системы, выполненные по сек-
ционной схеме с одной переключа-
тельной магистралью (рис. 8-2,6), а
также со сборно-распределительными
магистралями (рис. 8-2,в и г). При
секционных системах требуется соот-
ветствие (или кратное соотношение)
расходов пара связанных между собой
агрегатов. Каждый парогенератор
(или группа их) снабжает нормально
паром определенную турбину. Нали-
чие поперечной связи между секциями
дает возможность использовать обще-
станционный резерв и обеспечивает
взаимозаменяемость однотипного обо-
рудования. К переключательной ма-
гистрали присоединяются общие для
станции внутренние и внешние тепло-
вые потребители (питательные турбо-
насосы, РОУ), благодаря чему эта
магистраль всегда прогрета и готова
к пропуску пара от резервного паро-
генератора. Установка рядом двух
секционирующих задвижек на пере-
ключательной магистрали обеспечи-
вает надежное пароснабжение при-
ключенных к магистрали потребите-
лей (собственные нужды, РОУ) и
гибкую работу тепловой электростан-
ции.
На электростанциях с разнотип-
ным оборудованием преобладают схе-
мы трубопроводов с одной или двумя
сборно-распределительными магистра-
лями. При этих схемах парогенера-
торы работают параллельно и взаимно
резервируются. При схеме с одной
145

Рис. 8-2. Схемы трубопроводов.
а — блочная; б — секционная; в — с одной сборно-распределительной магистралью; г — с двумя
сборно-распределительными магистралями; д — питательных магистралей; / — парогенератор;
2 — турбина; 3 — деаэратор; 4 — питательный насос; 5 — подогреватель высокого давления; 6 —
линия «холодного» питания.
сборно-распределительной магистра-
лью необходима установка на ней
двух расположенных рядом секцио-
нирующих задвижек (рис. 8-2, <з),
в противном случае повреждение сек-
ционирующей задвижки на сборно-
распределительной магистрали вызы-
вает остановку всей станции. Линии
к питательным насосам и РОУ должны
присоединяться к обеим секциям ма-
гистрали.
8-5. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ
ТРУБОПРОВОДОВ
Задачей гидравлического расчета
трубопроводов является определение
потери давления рабочего тела при
заданных геометрических размерах
трубопроводов и расходах транспор-
тируемой среды с известными пара-
метрами. Часто приходится решать
обратную задачу: по располагаемому
перепаду давлений и заданному рас-
ходу найти проходные сечения трубо-
проводов. Подобные задачи ставятся,
например, при проектировании паро-
проводов от парогенераторов до тур-
бин. Гидравлический расчет трубо-
проводов при этом приходится вести
методом последовательных приближе-
ний. Это связано с тем, что диаметр
трубопровода не может быть выбран
произвольно (он должен отвечать стан-
дарту). Кроме того, некоторые из
величин, входящие в выражение для
определения диаметра, в свою очередь
зависят от диаметра.
146
Внутренний диаметр и проходное
сечение трубопровода определяются
по формулам:
где G — массовый расход среды, кг/с;
w — средняя скорость среды, м/с;
р — средняя плотность, кг/м3, опре-
деляемая как полусумма плотностей
транспортируемой среды в начале и в
конце трубопровода,
Потеря давления в трубопроводе
пропорциональна плотности и квад-
рату скорости среды, поэтому при
заданном перепаде давлений допус-
каемая скорость тем меньше, чем
больше плотность среды. В табл. 8-3
приводятся скорости среды, обычно
принимаемые при расчете станцион-
ных трубопроводов.
Полная потеря давления в трубо-
проводе определяется из следующего
выражения:
Др = АРтР + Арм.с, (8-3)
где Дртр — потеря давления на пря-
мых участках трубопровода; Д/?м с —
потеря давления в местных сопротив-
лениях.
Потеря давления на прямых участ-
ках трубопроводов при протекании
любой однофазной среды с йостоянной
плотностью и вязкостью определяется

Таблица 8-3
Скорости среды в станционных
трубопроводах
Характер среды и назначение
трубопровода
Магистральные паропроводы пе-
регретого пара давлением 2,45—
23,54 МПа
Магистральные паропроводы на-
сыщенного и отборного пара . . .
Ответвления паропроводов пере-
гретого и насыщенного пара . . .
Магистральные трубопроводы га-
за и воздуха при давлениях, близ-
ких к атмосферным
Магистральные трубопроводы га-
за и воздуха с давлением 0,98 МПа
Линии технической, химически
очищенной воды и воды на охлаж-
дение конденсаторов
Маслопроводы, мазутопроводы
Скорость
среды, м/с
40—70
30—50
20—40
20—40
12—16
1,0—3,0
0,2—1,2
по формуле, Н/м2:
где К — коэффициент гидравлического
трения (величина безразмерная); / —
длина прямого участка трубопровода,
м> £*вн — внутренний диаметр, м.
Коэффициент гидравлического тре-
ния X в зависимости от характера те-
чения среды по трубопроводу опре-
деляется из следующих соотношений:
при
(ламинар-
ное течение) по формуле Пуазейля
при
(переход-
ная область) по формуле А. Д. Альт-
шуля
при
(квадратичный закон
течения) по формуле Б. Л. Шифрин-
сона
где Re — безразмерный критерий Рей-
нольдса; v — кинематическая вяз-
кость среды, м2/ч; А = kJDmx — отно-
сительная эквивалентная шерохова-
тость стенки; kd — абсолютная экви-
валентная шероховатость стенки тру-
бопровода, м.
Абсолютную эквивалентную шеро-
ховатость трубопроводов рекоменду-
ется принимать по табл. 8-4.
Таблица 8-4
Абсолютная эквивалентная шероховатость
трубопроводов
Характер трубопровода
Трубопроводы новые, не быв-
шие в употреблении
Паропроводы, трубопроводы
горячей воды, газопроводы,
нефтепроводы в условиях нор-
мальной эксплуатации
То же умеренно корродиро-
ванные или с незначительной
накипью
Воздухопроводы от компрес-
соров
Конденсатопроводы
k, мм
0,02—0,1
0,2
0,3—0,4
0,8
1,0
Падение давления в местном сопро-
тивлении, Н/м2,
где £ — коэффициент местного сопро-
тивления (величина безразмерная, ос-
тальные величины пояснены выше).
В табл. 8-5 приведены значения £
для наиболее распространенных мест-
ных сопротивлений.
Таблица 8-5
Коэффициенты местных сопротивлений
Характер местного сопротивления
Задвижка клинкетная и типа
«Лудло» при полном открытии
Вентиль стандартный ....
Вентиль типа «Косва» ....
Вентиль прямоточный ....
Вентиль штампованный . . .
Клапан двухседельный регу-
лирующий
Клапан тарельчатый при мак-
симальном подъеме
Компенсатор сальниковый . .
Компенсатор П-образный с
диаметр ом от 50 до 500 мм . .
Компенсатор линзовый много-
волновыи
Сварные трехзвенные колена
Колена гладкие под углом
90° при #/D = 3-b7 (#_ радиус
изгиба колена, D—диаметр тру-
бы)
X
0,2
4—5
1,5—2,8
0,3—1,0
7,8
4—6
1,5—3,0
0,3—0,4
0,2
2—2,9
1,7-2,3
0,4
0,12—0,08
147

8-6. РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ
И ТЕПЛОВЫЕ УДЛИНЕНИЯ
ТРУБОПРОВОДОВ
Стенка трубопровода, находяще-
гося под избыточным внутренним дав-
лением, испытывает совместные дей-
ствия трех главных напряжений: тан-
генциального oh направленного по
касательной к поверхности цилиндра,
осевого azy действующего вдоль оси
трубы, и радиального аг, действую-
щего по нормали к внутренней поверх-
ности стенки трубы. Первые два вида
напряжений являются растягиваю-
щими, а радиальное напряжение —
сжимающим. Тангенциальные и ра-
диальные напряжения имеют макси-
мальную величину на внутренней по-
верхности стенки трубы. Для тонко-
стенной трубы, т. е. такой трубы, у
которой отношение наружного диа-
метра к внутреннему не превосходит
1,1, главные напряжения определя-
ются следующими зависимостями,
МПа:
В формулах (8-9)—(8-11) р —
внутреннее давление, МПа; DBH —
внутренний диаметр трубы, м; s —
толщина стенки трубы, м. Из сопо-
ставления формул (8-9) и (8-10) видно,
что тангенциальные напряжения в 2
раза больше осевых. Поэтому разру-
шение труб под действием внутреннего
давления обычно происходит вдоль
оси.
Расчет трубопроводов на прочность
в основном сводится к определению
толщины стенки, а также допускае-
мого рабочего давления или напряже-
ния в стенке трубы (при проверочных
расчетах труб).
На основе теоретических и экспе-
риментальных исследований для рас-
чета толщины стенки рекомендуются
следующие формулы:
для бесшовной трубы
для трубы с продольным оварным
швом
В формулах (8-12) и (8-13) Du и
DBH — соответственно наружный и
внутренний диаметры трубы, м; р —
расчетное давление, МПа. Расчетное
давление принимается равным номи-
нальному на входе в трубопровод.
Для трубопроводов, по которым тран-
спортируется жидкая среда, необхо-
димо также учитывать гидростати-
ческое давление столба жидкости, если
оно превышает 3% номинального дав-
ления.
Расчетное допускаемое напряже-
ние материала трубы при рабочей
температуре алоп определяют умно-
жением номинального допустимого на-
пряжения (Тдоп на поправочный коэф-
фициент т), учитывающий особенности
конструкции и эксплуатации трубо-
провода. Для трубопроводов и поверх-
ностей нагрева, находящихся под внут-
ренним давлением, т) = 1. Номиналь-
ное допускаемое напряжение принима-
ется по наименьшей из величин, опре-
деляемых гарантированными проч-
ностными характеристиками металла
при рабочих температурах с учетом
коэффициентов запаса прочности для
элементов, работающих при темпера-
турах, не вызывающих ползучесть, —
по временному сопротивлению и
пределу текучести; для элементов,
работающих в условиях ползучести,
у которых расчетная температура
стенки превышает 425°С для углеро-
дистых и низколегированных марган-
цовистых сталей, 475°С для низколе-
гированных жаропрочных сталей и
540°С для сталей аустенитного клас-
са, — по временному сопротивлению,
пределу текучести и пределу длитель-
ной прочности. Расчет на прочность
по пределу ползучести Нормами не
предусматривается, так как соблю-
дение необходимого запаса по . дли-
тельной прочности обеспечивает проч-
ность и по условиям ползучести.
В табл. 8-6 приведены значения номи-
нальных допускаемых напряжений
для некоторых сталей.
148

Таблица 8-6
Номинальные допускаемые напряжения <тЦ[0П» МП а
Расчетная
темпера-
тура, °С
20
250
300
350
400
450
500
550
600
650
700
Марка стали
10
127
110
98
86
75
52
29
20
144
129
117
104
90
63
33
25
162
144
129
113
98
67
33
16ГС
167
142
131
119
108
—
—
15ГС
181
161
150
130
111
81
—
12М1Х
144
142
138
134
129
120
94
33
15ХМ
150
149
144
139
134
128
101
49
12Х1МФ
169
163
156
149
142
135
123
72
40
15Х1М1Ф
188
182
176
168
158
149
137
83
45
Х18Н10Т,
Х18Н12Т,
Х14Н14В2М
(ЭИ257)
143
122
117
114
109
105
102
99
72
47
29
Таблица 8-7
Значения коэффициентов А и At для расчета прибавки С* к толщине стенки
Коэффи-
циент
А
Ai
Минусовый допуск на толщину стенки, %
15,0
0,18
0,20
0,18
123
0,14
0,17
0,15
10,0
0,11
0,16
0,12
5,0
0,05
0,10
0,06
0
—
0,08
0,03
Примечание
—
При 1,9^-^-^3,5
^н
При 3,5 sg A
Прибавка к расчетной толщине
стенки С19 мм, для прямых труб
вычисляется по формуле
а для гнутых труб — по формуле
Значение коэффициентов А и Аг
принимается по табл. 8-7 в зависи-
мости от минусового допуска и ра-
диуса изгиба трубы.
Во всех случаях прибавка должна
приниматься не менее 0,5 мм.
Коэффициент ослабления трубы
сварным швом ф при условии обеспе-
чения термической обработки и 100%-
ного контроля сварного шва прини-
мается для углеродистой низколеги-
рованной марганцовистой, хромомо-
либденовой и аустенитной стали рав-
ным единице, а для хромомолибдено-
ванадиевой и высокохромистой ста-
ли — 0,8.
Найденную по формулам (8-12) и
(8-13) толщину стенки трубы округ-
ляют до ближайшего большего стан-
дартного значения. Округление может
быть произведено и в меньшую сто-
рону не более чем на 3% номинальной
толщины.
Формулы (8-12) и (8-13) применимы,
если (s — CX)/DH ^ 0,25.
При проверочных расчетах труб
допускаемое рабочее давление, МПа,
определяют по формулам:
для бесшовных труб
для сварных труб
В этих формулах обозначения и
единицы величин те же, что и в фор-
мулах (8-12) и (8-13).
149

В ряде случаев на трубопровод,
работающий под внутренним избы-
точным давлением, действуют внеш-
ние силы (сила веса, осевые силы,
•крутящие и изгибающие моменты).
В этих случаях необходимо произво-
дить проверку прочности трубопро-
вода от воздействия на него внешних
нагрузок. '*
Эквивалентное напряжение в стен-
ке трубы от воздействия внешних
нагрузок определяется по формуле
где ар, аи и т — соответственно напря-
жения растяжения (сжатия), изгиба
и кручения:
Здесь QBH — внешняя сила в осевом
направлении; / — площадь попереч-
ного сечения стенки трубы; Ми" —
изгибающий момент от воздействия
весовой нагрузки; фи — коэффициент
прочности сварного шва при изгибе;
W — момент сопротивления трубы;
УИкр — крутящий момент от воздей-
ствия внешних сил. Значение фи при-
нимается для катаных труб из перлит-
ных сталей равным 0,8, для ковано-
сверленых труб тех же сталей — 0,9;
для катаных труб из аустенитной и
высокохромистой стали — 0,6, для
ковано-сверленых труб тех же ста-
лей — 0,7.
Условия прочности при совмест-
ном воздействии внешних сил и внут-
реннего давления считаются выпол-
ненными, если
где апр — условное приведенное на-
пряжение в стенке трубы, вызываемое
действием внутреннего давления,МПа.
Для бесшовных труб
а для труб с продольным сварным
швом
При проектировании и монтаже
трубопроводов необходимо учитывать
их температурные удлинения. Ком-
150
пенсация температурных удлинений
достигается либо установкой специ-
альных устройств — компенсаторов,
либо путем придания трубопроводам
плоской или пространственной изог-
нутой конфигурации. Температурные
удлинения зависят от материала тру-
бы, ее длины и разности рабочей тем-
пературы и температуры при монтаже.
Температурное удлинение опре-
деляется выражением
M = latMy (8-22)
где at — коэффициент температурного
удлинения, 1/град; At — разность
между средней температурой стенки
трубы в ее рабочем состоянии и тем-
пературой при монтаже, °С; / — длина
трубы, м.
В случае изогнутой трубы под I
понимается расстояние по прямой
между ее концами или неподвижными
опорами.
Коэффициент температурного уд-
линения at зависит не только от рода
материала, но и от температуры; он
равен
at — а + bt,
где а и b — постоянные для данного
материала коэффициенты.
Для нелегированной углеродистой
стали коэффициент температурного
удлинения достаточно хорошо описы-
вается зависимостью
се,= 12.10-6 + 3,0.10-9г. (8-23)
Осевое усилие сжатия, возникаю-
щего при нагревании в прямом участ-
ке трубопровода без компенсации,
может быть определено по формуле
Р = EiF (8-24)
или
P = EatMF. (8-24a)
Здесь i = Д/// — относительное сжа-
тие; Е — модуль упругости первого
рода; F — площадь поперечного сече-
ния стенки трубы.
Напряжение сжатия (растяжения)
от температурной деформации в пря-
мом трубопроводе без компенсации
определяется из выражения
Согласно этому соотношению воз-
никающие в стенке трубы напряжения

Рис. 8-3. Типы компенсаторов.
а — П-образный; б — омегообразный; в — лиро-
образный; г — сальниковый; / — стакан; 2 —
корпус; 3 — сальниковое уплотнение; 4 — упор-
ное кольцо; 5 — грундбукса; д — линзовый (вол-
новой).
сжатия (растяжения) не зависят ни от
длины, ни от толщины стенки трубы
и определяются лишь родом мате-
риала и температурой стенки трубо-
провода.
Наиболее распространенным типом
компенсаторов является гнутый П-
образный (рис. 8-3,а), пригодный как
для осевой, так и для радиальной
компенсации. Для увеличения ком-
пенсирующей способности компенса-
тора 1 производится предварительная
его растяжка, примерно 50% ожи-
даемого теплового удлинения трубо-
провода. При 50%-ной предваритель-
ной растяжке максимальное напряже-
ние в симметричном П-образном ком-
Рис. 8-5. График к определению коэффици-
ента т.
пенсаторе определяется по формуле
Рис. 8-4. График к определению коэффициен-
та k.
где Д — величина температурного уд-
линения трубопровода; Е — модуль
упругости; D„ — наружный диаметр
трубы; /, li и R — геометрические
размеры компенсатора (рис. 8-3, а);
/л, k — коэффициенты, учитывающие
изменение жесткости гнутых частей
трубы при изгибе и определяемые по
кривым на рис. 8-4 и 8-5 в зависимости
от
A, = s/?//*cP,
где s — толщина стенки трубы; R —
радиус изгиба оси трубы; гср — сред-
ний радиус поперечного сечения тру-
бы.
151
1 Компенсирующей способностью ком-
пенсатора называют наибольшую осевую де-
формацию компенсатора, при которой напря-
жения в наиболее опасных местах не превосхо-
дят допустимых.

На рис. 8-3,6 представлен омего-
образный компенсатор. При 50%-ной
предварительной растяжке макси-
мальное напряжение в симметричном
омегообразном компенсаторе состав-
ляет:
Для симметричного лирообразного
компенсатора (рис. 8-3, в) при его
50%-ной предварительной растяжке
максимальное напряжение находят из
выражения
П-образный, омегообразный и ли-
рообразный компенсаторы могут при-
меняться для любого давления среды.
Они просты в изготовлении, удобны
и надежны в эксплуатации, обладают
высокой компенсирующей способ-
ностью. Гнутые компенсаторы реко-
мендуется устанавливать в горизон-
тальном положении. При установке
гнутых компенсаторов в наклонном
или вертикальном положении необ-
ходимо их оснащать дренажными от-
водами и воздушниками; П-образные
компенсаторы со сварными коленами
разрешается применять только на
трубопроводах III и IV категорий с
наружным диаметром более 450 мм.
Для температурной компенсации
на прямолинейных участках трубо-
проводов при давлениях среды не
более 1,6 МПа могут применяться
сальниковые (рис. 8-3, г) и линзовые
(волновые) (рис. 8-3, д) компенсаторы.
Компенсирующая способность саль-
никовых компенсаторов сравнительно
высока (до 400 мм). Однако им свой-
ствен существенный недостаток —
трудность обеспечения хорошей герме-
тизации сальникового уплотнения. Их
применяют обычно на теплофикацион-
ных трубопроводах с температурой
среды до 300°С.
Компенсирующая способность лин-
зовых компенсаторов зависит от их
конструктивного исполнения и опре-
деляется опытным путем. Обычно лин-
зовый компенсатор выполняют из трех
линз с компенсирующей способностью
каждой линзы примерно 12—18 мм.
Для уменьшения гидравлического со-
противления линзовые компенсаторы
в большинстве снабжаются цилиндри-
ческой обечайкой.
Во всех случаях компенсаторы
должны изготовляться из труб или
того же листового металла, который
использовался для изготовления пря-
мых участков трубопроводов.
Надежная работа компенсаторов
любого типа возможна лишь при пра-
вильной расстановке и исполнении
подвижных и неподвижных (мертвых)
опор трубопроводов. Компенсаторы
создают дополнительные местные со-
противления, размещение их может
вызывать усложнение конструкции се-
ти, поэтому восприятие температур-
ных удлинений трубопроводов лучше
осуществлять за счет их гибкости и по
возможности избегать установки ком-
пенсаторов. К компенсаторам прибе-
гают лишь в тех случаях, когда дан-
ная трубопроводная система не обес-
печивает полной температурной само-
компенсации.
Расчет трубопроводных систем на
температурную самокомпенсацию сво-
дится к определению приведенных на-
пряжений, возникающих в наиболее
опасных сечениях трубы в результате
одновременного воздействия внутрен-
них сил давления, усилий от темпера-
турных удлинений и внешних сил от
массы трубы, арматуры, транспор-
тируемой среды и тепловой изоляции.
Расчет ведется на основании предва-
рительно определенной по формуле
(8-12) или (8-13) толщины стенки
трубопровода.
Эквивалентное напряжение, воз-
никающее в стенке трубы от самоком-
пенсации, определяется по формуле
ск ск ск.
где (Тр , а„ , % — соответственно до-
полнительные сжимающее (растяги-
вающее), изгибающее и крутящее на-
пряжения, МПа возникающие при
самокомпенсации и определяемые по
известным формулам теории прочно-
сти.
Условия самокомпенсации счита-
ются выполненными, если эквивалент-
ное напряжение от самокомпенсации
теплового расширения в наиболее
опасном сечении трубы удовлетворяет
152

условию
(8-30)
Здесь апр — условное приведенное на-
пряжение в стенке трубы, МПа, вызы-
ваемое действием внутреннего давле-
ния и определяемое по формулам
(8-20) и (8-21). Если af выходит за
допустимые пределы, то необходимо
либо установить компенсаторы, либо
провести соответствующие конструк-
тивные мероприятия (например, осу-
ществить предварительную растяжку
при монтаже трубопроводов), чтобы
снизить (ТэК до допустимого значения.
8-7. ТЕПЛОВАЯ ИЗОЛЯЦИЯ
ТРУБОПРОВОДОВ
Согласно требованиям Госгортех-
надзора все трубопроводы, по которым
транспортируется среда с температу-
рой выше 50°С, должны иметь снаружи
защитную тепловую изоляцию, вы-
полняющую следующие основные за-
дачи: сокращение потерь теплоты в
окружающую среду; обеспечение за-
данных параметров теплоносителя у
потребителя; создание безопасных ус-
ловий труда для обслуживающего
персонала.
Тепловой изоляцией должны быть
защищены трубы, их фланцевые соеди-
нения и арматура. В ряде случаев
фланцевые соединения и арматура
остаются нетеплоизолированными.
Игнорирование требований по изоля-
ции фланцев и арматуры приводит к
неоправданным потерям теплоты; при
возможных резких колебаниях тем-
пературы окружающего воздуха (при
сквозняках) могут возникать темпера-
турные перекосы и дополнительные
механические напряжения. Для обес-
печения легкого доступа к фланцам,
арматуре, контрольным участкам па-
ропроводов в период ревизий и ремон-
тов теплоизоляционные конструкции
целесообразно выполнять в виде съем-
ных сборно-разборных элементов, рав-
ноценных по теплоизоляционным свой-
ствам основному изоляционному ма-
териалу трубопроводов.
Для трубопроводов могут быть
применены различные конструкции
тепловой изоляции, полученные путем
напыления, обмазки, обвертки, засып-
ки наружной поверхности трубопро-
вода теплоизоляционным материалом
или с помощью готовых формованных
изделий — сегментов, скорлуп и т. д.
(рис. 8-6, 8-7).
Теплоизоляционная конструкция
трубопроводов, как правило, состоит
из следующих основных элементов:
основного изоляционного слоя; ар-
мирующих и крепежных деталей; на-
ружного защитного слоя. На рис. 8-8
показан пример тепловой изоляции
теплопровода диаметром до 270 мм,
проложенного на открытом воздухе.
Тип теплоизоляционных конструк-
ций и виды применяемого теплоизоля-
ционного материала зависят от назна-
чения, вида прокладки, расположения
и условий эксплуатации теплопрово-
дов. Выбор типа тепловой изоляции
во многом зависит от условий ее
монтажа. Широкий размах строи-
тельства электростанций и тепловых
сетей требует индустриализации теп-
лоизоляционных работ в основном за
счет создания специализированных за-
водов, осуществляющих прогрессив-
ными методами изоляцию теплопрово-
дов, которые затем в готовом виде
доставляются к месту монтажа, а
также за счет применения сборных
теплоизоляционных конструкций за-
водского изготовления.
Основные требования, предъявляе-
мые к теплоизоляционным материалам
и конструкциям. Теплоизоляционные
материалы должны иметь низкий ко-
эффициент теплопроводности, быть не-
дорогими, транспортабельными и не-
сгораемыми. Они не должны вызывать
коррозии металлических стенок трубо-
проводов, не должны подвергаться
воздействию грызунов и насекомых.
Теплоизоляционные конструкции
теплопроводов должны быть достаточ-
но прочными, чтобы не разрушаться от
приставных лестниц, от воздействия
атмосферных влияний (в случае про-
кладки на открытом воздухе), не
растрескиваться и не разрушаться от
температурных удлинений трубопро-
водов. Для предотвращения разруше-
ния изоляции трубопроводов под воз-
действием температурных деформаций
необходимо предусматривать устрой-
ство температурных швов. Поверх-
ности изолированных паропроводов,
153

проходящих вблизи масло- и нефте-
проводов или под ними, должны быть
защищены металлическими кожухами
во избежание пожаров.
Температура на поверхности изо-
лированного теплопровода при тем-
пературе окружающей среды +25 °С
не должна превышать в помещениях
+48 °С, а на открытом воздухе и при
подземной канальной прокладке
+60 °С. В местах, недоступных для
Рис. 8-6. Двухслойная сегментная тепловая
изоляция трубопроводов.
/ — труба с антикоррозийным покрытием; 2 —
изоляционные сегменты; 3 — асбоцементная кор-
ка толщиной 10—15 мм; 4 — стяжные кольца из
проволоки.
Рис. 8-7. Изоляция трубопровода прошив-
ными минераловатными скорлупами.
/ — минераловатные скорлупы; 2 — стяжные
кольца из проволоки; 3 — сшивка стыков оболо-
чек; 4 — опора стальная; 5 — защитное покрытие
из асбоцементных скорлуп; 6 — бандаж из кро-
вельного железа; 7 — проволочная сетка; 8 —
кольцо из проволоки; 9 — асбоцементная шту-
катурка; 10 — труба с антикоррозийным покры-
тием.
Рис. 8-8. Схема теплоизоляционной конст-
рукции теплопровода с защитным покрытием
из асбоцементных скорлуп со швами встык.
/ — основной теплоизоляционный слой скорлуп
или сегментов; 2 — защитное покрытие; 3 — под-
веска из проволоки; 4 — бандаж из полосовой
стали.
154
обслуживания, температура на поверх-
ности изолированного теплопровода,
расположенного на открытом воздухе,
не нормируется.
В качестве основного слоя изоля-
ции при температурах теплоносителя
500°С и более допускается только при-
менение материалов с коэффициентом
теплопроводности (при /ср = 100 °С)
X ^ 0,1 Вт/(м • град) и плотностью
р = 400 кг/м3. В табл. 8-8 приведены
характеристики некоторых (наиболее
употребимых) теплоизоляционных ма-
териалов.
Расчет тепловой изоляции трубо-
провода. Основной задачей теплового
расчета изолированных трубопрово-
дов является:
1) определение потерь теплоты теп-
лоносителем;
2) определение температуры тепло-
носителя в конечной точке трубопро-
вода (у потребителя);
3) определение толщины теплоизо-
ляционной конструкции;
4) определение температуры наруж-
ной поверхности изоляции.
Удельная- потеря теплоты через
изолированную стенку, Вт/м2, отне-
сенная к 1 м2 поверхности изоляции,
определяется по формуле
где/? — полное термическое сопротив-
ление переходу теплоты, м2-град/Вт;
tw и tH — соответственно темпера-
туры теплоносителя и окружающей
среды, °С.
Для трубопроводов (например, при
воздушной прокладке) полное терми-
ческое сопротивление, отнесенное к
1 м длины изолированного теплопро-
вода, определяется по формуле
где Rmi и RH — термические сопротив-
ления переходу теплоты от теплоно-
сителя к стенке трубы и от изолиро-
ванной поверхности трубы к окружаю-
щей среде, м-град/Вт; #ст, #из, Ra —

Таблица 8-8
Характеристики теплоизоляционных материалов и изделий
Вид материала
Маты прошивные минераловат-
ные
Минеральная вата
Стеклянная вата дутьевая
Перлитовые изделия на цемент-
ной связке
Асбестосиликатные изделия
Асбестоцементные плиты
Совелитовые изделия
Вермикулит обожженный зер-
нистый
Асбоцементные скорлупы
Асбестомагнезиальный шнур
Пенодиатомные изделия
Марка
100
200
100
150
250
350
250
400
300
500
350
400
125
400
500
350
400
Коэффициент тепло-
проводности А,,
Вт/(м • град)
0,046 1 ¥¥ПИ 9[-сг
0,058 f ПРИ 25 С
0,057 при 100°С
0,058 при 100°С
0!087 [ ПРИ 25 С
0,081 \ пп1я ,поГ
0!093 [ ПРИ 50 С
0,087 \ ппм «-лог
0,098 ) ПРИ 50 С
°'089 1 ппи 100 °С
0,093 ) при 1UU C
0,098 при 100 °С
°о'!т) при sot
0,11+0,00029 *ср
Щ} при 500«С
Предельная
температура
применения,
°С
600 (в про-
волочной
обертке)
600
450
600
600
450
500
1100
450
400
850
ГОСТ или ТУ
ГОСТ 9573-66
ГОСТ 4640-66
ВТУ-54 МПСМ
МРТУ 21-4-62
ВУ 1-61
ГОСТ 7285-54
ГОСТ 6788-62
ТУ 300-52 МХП
ТУ 97-53
ГОСТ 2694-67
термические сопротивления переходу
теплоты через стенку трубы, основной
изоляционный и покровный слой,
м-град/Вт; авн и ан — коэффициенты
теплоотдачи от теплоносителя к стенке
трубы и от изоляционной конструкции
к окружающей среде, Вт/(м2-град);
DBH, DH, DH3, Dn — соответственно
внутренний и наружный диаметры
трубы, наружный диаметр основного
слоя изоляции и наружный диаметр
изоляционной конструкции, м; Яст,
^из> ^п — коэффициенты теплопровод-
ности стенки трубы, основного и
покровного слоя изоляционной кон-
струкции, Вт/(м-град).
При проектировании расчет тепло-
вой изоляции ведется обычно по нор-
мам удельных потерь теплоты с по-
верхности изолированного теплопро-
вода q, Вт/м. Они устанавливаются на
основе технико-экономических расче-
тов (по минимуму расчетных затрат).
Расчетом проверяется также тем-
пература на поверхности изоляции и
температура теплоносителя в конеч-
ной точке трубопровода. Если темпе-
ратура на поверхности изолирован-
ного трубопровода оказывается выше
нормы и требуемые параметры тепло-
носителя в конечной точке трубопро-
вода не обеспечиваются, то приходится
увеличивать толщину изоляции или
применять теплоизоляционный мате-
риал с более низким коэффициентом
теплопроводности.
Для стальных трубопроводов, по
которым транспортируется вода, насы-
щенный и перегретый водяной пар,
термическим сопротивлением тепло-
переходу от среды к стенке трубы и
термическим сопротивлением стенки
трубы можно пренебречь, так как
погрешность не превысит 2%. В этом
случае в правой части уравнения
(8-32) сохраняются только три по-
следних слагаемых.
Температура на поверхности изо-
лированного трубопровода находится
из выражения
8-8. СОЕДИНЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ,
ОПОРНЫЕ КОНСТРУКЦИИ
И АРМАТУРА
Соединения трубопроводов. Соеди-
нения участков трубопроводов между
собой, а также присоединение их к
оборудованию, арматуре и контроль-
но-измерительным приборам в основ-
ном осуществляется с помощью флан-
цев и сварки. Резьбовые соединения
155

допускаются лишь в неответственных
местах при небольших диаметрах труб
и давлениях среды (водопроводные
линии).
Основными преимуществами свар-
ных соединений являются герметич-
ность, высокая надежность и сокра-
щение расхода металла на соединение
трубопроводов. Для соединений трубо-
проводов I категории на электростан-
циях применяется исключительно
сварка. Фланцевые соединения для
них допускаются лишь в отдельных
случаях (установка расходомерных
диафрагм, присоединение трубопро-
водов к основному оборудованию и
т. п.). При сварных соединениях при-
меняется бесфланцевая арматура. Для
устройства ответвлений и переходов
от одного диаметра к другому приме-
няются различные фасонные и соеди-
нительные части, материал которых
должен быть равноценным по качеству
основному материалу трубопровода.
В зависимости от назначения трубо-
провода и давления среды применяют-
ся различные типы фланцевых соеди-
нений, основными из которых явля-
ются: литые чугунные и стальные,
стальные приварные встык с воротни-
ком, стальные свободные с буртом,
стальные плоские и др.
Конструктивные размеры, вид ма-
териала и область применения для
каждого типа фланцевого соединения
регламентируются соответствующими
ГОСТ. Присоединительные размеры
всех фланцев на одно и то же давление
одинаковы независимо от способа их
присоединения к трубе и материала.
Количество болтов (шпилек) фланце-
вого соединения зависит от диаметра
трубы и внутреннего давления и всег-
да берется кратным четырем. Для
соединения фланцев при давлениях
до 4,0 МПа применяются болты, а при
более высоких давлениях — шпильки.
Как для шпилек, так и для болтов
характерным является ослабление их
натяга с течением времени, являю-
щееся следствием ползучести металла
шпилек и болтов. Ослабление затяга
приводит к нарушению плотности сое-
динений трубопроводов.
Для изготовления крепежных из-
делий трубопроводов с температурой
среды до 450 °С могут применяться
углеродистые стали повышенного ка-
чества, а сверх 450 °С — только леги-
рованные жаропрочные стали. Для
уплотнения фланцевых соединений
применяются различные прокладки из
резины, асбеста, картона, паронита,
латуни, стали и других материалов,
соответствующих нормам и стан-
дартам.
Для воды, пара и газа с темпера-
турой среды до 450 °С и рабочим давле-
нием до 5,0 МПа могут применяться
паронитовые прокладки (ГОСТ481-47),
а для больших давлений и темпе-
ратур — стальные рифленые из низко-
углеродистой и легированной стали.
Рифленые прокладки за счет сплющи-
вания гребней при затяге шпилек или
болтов обеспечивают надежную гер-
метизацию фланцевого соединения при
сохранении высокой прочности про-
кладки.
Как уже отмечалось выше, основ-
ным видом соединений трубопроводов
на электростанциях является сварка
(газовая и электродуговая).
Электродуговая сварка может вы-
полняться ручном способом, что в
большинстве случаев имеет место при
монтаже станционных трубопроводов,
или автоматически. Автоматическая и
полуавтоматическая электродуговая
сварка (под слоем флюса) обеспечи-
вает высокое качество сварных швов и
высокую производительность свароч-
ных работ. Эти виды сварки находят
применение при индустриальных ме-
тодах монтажа энергетического обо-
рудования на заводах-изготовителях
или на специально оборудованных
строительных площадках.
Учитывая особые требования к ка-
честву сварных соединений станцион-
ных трубопроводов при производстве
сварочных работ, необходимо соблю-
дать следующие основные требова-
ния:
1. К сварочным работам могут
допускаться только проверенные свар-
щики, имеющие соответствующую ква-
лификацию.
2. Электроды должны строго соот-
ветствовать ГОСТ с обязательной про-
веркой их технологических свойств.
3. Обязательная термическая обра-
ботка сварных соединений в соответ-
ствии с техническими нормами.
4. Необходимо осуществлять дефек-
тоскопию сварных швов (ультразву-
156

ковым методом или просвечиванием
жесткими лучами).
5. Плотность сварного соединения
должна проверяться гидравлическим
испытанием.
6. Должны проводиться испытания
механических свойств сварных соеди-
нений и металлографические исследо-
вания образцов контрольных сварных
стыков.
Особые требования предъявляются
к сварке труб из аустенитных сталей.
В частности, срез трубы должен быть
строго перпендикулярен оси трубы,
обработка свариваемых концов труб
(снятие фасок) должна производиться
только механическим способом, свар-
ка производится на постоянном токе
специальными электродами, обяза-
тельна последующая обработка свар-
ного шва, обеспечивающая его аусте-
низацию, и некоторые другие.
Опорные конструкции. Важными
элементами станционных трубопро-
водов являются опорные конструк-
ции.
По назначению и характеру разли-
чают неподвижные (мертвые) опоры,
подвижные опоры и подвески. Непо-
движные опоры (рис. 8-9) предназна-
чаются для жесткого соединения уча-
стка трубопровода со строительными
конструкциями (стена, балка, колонна
и т. п.). Они устанавливаются на кон-
цах участков, на которые разбивается
трубопровод при расчете компенсато-
ров (или самокомпенсации) для того,
чтобы деформации соответствовали
расчетным, а также для снятия уси-
лий от температурных деформаций
трубопрс водов перед присоединением
их к оборудованию в местах, где
перемещение данного участка трубо-
провода в любом направлении недо-
пустимо.
Подвижные опоры (рис. 8-10 и
8-11) допускают поперечное и продоль-
ное перемещение трубопровода. Шар-
нирные подвижные опоры, не допус-
кающие перемещения трубопровода
вдоль оси, обеспечивают поворот его
относительно фиксированной точки в
одной или нескольких плоскостях.
Пружинно-катковая опора, изобра-
женная на рис. 8-12, позволяет пере-
мещаться трубопроводу в двух вза-
имно перпендикулярных направле-
ниях.
В местах,, где по условиям работы
трубопровода могут возникать темпе-
ратурные деформации, вызывающие
кручение и перемещение трубопровода
в различных направлениях, в качестве
опор применяют пружинные подвески
(рис. 8-13). Жесткие подвески (рис. 8-14)
допускают небольшие перемещения и
поворот трубопровода в горизонталь-
ной плоскости. Направляющие опоры
применяют, когда надо обеспечить
перемещение трубопровода только
вдоль его оси, например для некото-
рых типов компенсаторов.
Расчет опор ведется с учетом всех
действующих на них сил. При опре-
делении вертикальных нагрузок на
подвижную опору трубопровод рас-
сматривают как балку,, равномерно
нагруженную массой металла трубы,
тепловой изоляции и транспортируе-
мой среды. Для паропроводов учиты-
вается масса воды, заполняющей тру-
бопровод при его гидравлическом ис-
пытании.
При монтаже трубопроводов сле-
дует избегать установки опор под
сварными стыками. В местах уста-
новки крупногабаритной арматуры не-
обходимо предусматривать устройство
опор под них с тем, чтобы разгрузить
арматуру от изгибающих или крутя-
щих усилий.
Арматура трубопроводов. По на-
значению арматура трубопроводов
подразделяется на следующие классы:
запорная, регулирующая, предохра-
нительная и защитная, контрольная.
К запорной арматуре, предназна-
ченной для периодического включения
или отключения трубопроводов и при-
мыкающего к ним оборудования, отно-
сятся задвижки, вентили, краны, за-
творы. С помощью регулирующей ар-
матуры осуществляется изменение ре-
жимов работы оборудования и под-
держание их на заданном уровне.
К этому классу арматуры относятся
регулирующие вентили, дроссели, ре-
гулирующие клапаны, конденсатоот-
водчики и регуляторы уровня. Пре-
дохранительная и защитная арматура
защищает трубопровод от повышения
рабочих параметров, расхода или уро-
вня среды сверх допустимых. Пред-
ставителями этого класса арматуры
являются предохранительные быстро-
действующие и обратные клапаны,
157

Рис. 8-12. Пружинно-катковая опора.
а — поперек оси трубопровода; б —- вдоль оси тру-
бопровода.
Рис. 8-13. Пружинная подвесная опора.
Рис. 8-14. Жесткая подвесная опора.
гидрозатворы. К контрольной арма-
туре относятся пробно-спускные кра-
ны и указатели уровня.
Трубопроводная арматура может
изготовляться из чугуна, цветного
металла (бронза, алюминиевые спла-
вы), сталей и пластмассы.
Применение цветного металла и
чугуна в арматурных изделиях до-
пускается при невысоких параметрах
среды: р ^ 0,7 МПа и / ^ 200 °С.
Арматура из пластмассы применяется
на трубопроводах и аппаратах, пред-
назначенных для работы с агрессив-
ными средами при параметрах не
свыше 0,25 МПа и 50 °С.
При высоких и сверхвысоких пара-
метрах среды применяется исключи-
тельно стальная арматура, причем до
температур 450 °С может применяться
158
углеродистая сталь, а при более высо-
ких — легированная.
Марки сталей для изготовления
отдельных деталей арматуры в зави-
симости от рода транспортируемой
среды, условного давления и рабочей
температуры среды регламентируется
нормами и стандартами.
Вся выпускаемая отечественной
промышленностью арматура должна
в обязательном порядке подвергаться
гидравлическому испытанию на проч-
ность и плотность, результаты кото-
рого указываются в паспорте, прила-
гаемом к арматуре заводом-изготови-
телем.
В последнее время на электростан-
циях широко применяется бесфланце-
вая арматура, которая соединяется с
трубопроводом посредством сварки.

Рис. 8-15. Паровая задвижка Венюковского
арматурного завода (ВАЗ) ф 150 мм (ру =
= 30 МПа) с бесфланцевым соединением
крышки с корпусом.
Рис. 8-16. Паровой вентиль ВАЗ 0 20 мм
с бесфланцевым соединением крышки с кор-
пусом.
С 1963 г. Чеховский завод энергети-
ческого машиностроения серийно из-
готовляет трубопроводную арматуру
на сверхкритические параметры пара
и воды (ру = 30,0 МПа) с бесфланце-
вым соединением корпуса с крышкой.
На рис. 8-15 и 8-16 показаны задвижка
и вентиль в бесфланцевом исполне-
нии.
Трубопроводная арматура должна
располагаться в местах, удобных для
обслуживания и ремонта, при необхо-
димости оборудованных площадками,
лестницами и грузоподъемными при-
способлениями (масса некоторых за-
движек и вентилей составляет 1000—
1200 кг).
Задвижки и вентили, требующие
больших усилий для их открывания
или закрывания, а также расположен-
ные в недоступных местах, должны
быть оборудованы электроприводами
с местным или дистанционным управ-
лением.
ГЛАВА ДЕВЯТАЯ
ТЕХНИЧЕСКОЕ ВОДОСНАБЖЕНИЕ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
9-1. СИСТЕМЫ ВОДОСНАБЖЕНИЯ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
И ИХ ОСОБЕННОСТИ
Основной задачей технического во-
доснабжения промышленных тепло-
вых электростанций являете;" обеспе-
чение водой конденсаторов турбин и
воздухоохладителей компрессоров га-
зотурбинных и парогазовых уста-
новок.
Системы водоснабжения разделя-
ются на следующие виды:
1) прямоточные (проточные) на-
сосные и безнасосные;
2) оборотные;
3) смешанные, представляющие со-
бой сочетание первых двух.
Наибольшее распространение по-
лучили прямоточные и оборотные си-
стемы. Для промышленных электро-
станций из-за необходимости их рас-
159

положения вблизи промышленных
объектов и жилых массивов преобла-
дающими являются оборотные систе-
мы, в которых охлаждение воды осу-
ществляется в естественных или искус-
ственных замкнутых водоемах (пру-
дах, озерах), градирнях, брызгальных
бассейнах. Что касается смешанных,
а также безнасосных прямоточных си-
стем водоснабжения, то они встре-
чаются редко (при наличии особых
местных условий).
Подавляющее большинство про-
мышленных тепловых электростанций
имеет пресноводные системы техниче-
ского водоснабжения. Однако как
в Советском Союзе, так и за рубежом
имеется ряд электростанций, исполь-
зующих для охлаждения морскую
воду. Системы морского водоснабже-
ния принципиально не отличаются от
пресноводных. Работа систем мор-
ского водоснабжения электростанций
имеет ряд особенностей, которые крат-
ко излагаются в § 9-5.
При выборе системы и схемы тех-
нического водоснабжения необходимо
учитывать следующие факторы:
1. Наличие достаточного источни-
ка водоснабжения вблизи электростан-
ции, а также возможность его исполь-
зования для целей технического во-
доснабжения с учетом существующего
и перспективного водохозяйственного
и рыбохозяйственного значения, судо-
ходства, сельскохозяйственного про-
изводства и санитарных условий. При
этом в первую очередь следует рас-
сматривать возможность использова-
ния естественных озер, существующих
водохранилищ и стремиться к ограни-
чению строительства новых гидроуз-
лов, длинных отводящих и подводя-
щих каналов и других сложных гид-
ротехнических сооружений.
2. Удаленность источника водо-
снабжения от электростанции и раз-
ница геодезических высот между сред-
негодовым уровнем воды в источнике
и осью циркуляционных насосов.
Большая разница геодезических вы-
сот может сделать экономически неце-
лесообразной прямоточную схему даже
при расположении ТЭС вблизи круп-
ного водоисточника. При невозможно-
сти использования существующих во-
доемов и водотоков следует проверять
целесообразность создания наливных
водохранилищ-охладителей, питаемых
из внешних источников.
3. Условия работы ТЭС, опреде-
ляющие потребный расход в техниче-
ской воде. Расчетные расходы охла-
ждающей воды при всех системах
водоснабжения и параметры охла-
дителей при оборотных системах
принимаются на основании технико-
экономического выбора оптимальной
кратности охлаждения конденсатора,
выполненного при среднемесячных
гидрологических метеорологических
факторах среднего года с учетом суточ-
ного графика электрических нагрузок
и графика ремонта турбин. При этом
для теплофикационных турбин ти-
пов Т и ПТ расчетный расход охла-
ждающей воды и параметры охлади-
телей определяются по расходу пара
в конденсаторы в летний период при
условии обеспечения номинальной эле-
ктрической мощности и покрытия лет-
них тепловых нагрузок.
4. Качество воды в источнике. Для
обеспечения надежной и экономиче-
ской работы охладительных устройств
техническая вода, поступающая на
станцию, должна быть достаточно чи-
стой, исключающей загрязнения и
забивания конденсаторов турбин
и других охладительных устройств.
Температура в источнике не должна
превышать 25—35° С в самые жаркие
периоды года. Следует проверить целе-
сообразность устройства на водоемах
глубинных водозаборов с целью сни-
жения температуры и повышении ка-
чества забираемой воды.
5. Плотность застройки вблизи
промышленной электростанции. Этот
фактор существенно влияет на выбор
типа охладительных устройств при
оборотной системе водоснабжения.
В зависимости от условий работы
и характера предприятия водоснабже-
ние промышленных электростанций
может осуществляться по схемам, не-
сколько отличным от схем водоснаб-
жения чисто конденсационных элект-
ростанций (КЭС). Так, в ряде случаев
потребности промышленного пред-
приятия в технической воде могут
удовлетворяться (частично или пол-
ностью) за счет воды, сливаемой из
конденсаторов турбин. В ряде случаев
оказывается целесообразным иметь об-
щую насосную станцию для обеспече-
160

ния водой как ТЭЦ, так и технологи-
ческих агрегатов промышленного
предприятия.
На рис. 9-1 показаны некоторые
принципиальные схемы технического
водоснабжения промышленного пред-
приятия и тепловой электростанции.
По схеме рис. 9-1, а вода из конденса-
торов турбин сбрасывается в сливной
канал, откуда насосами второго подъе-
ма подается к технологическим агре-
гатам промышленного предприятия
(доменные или мартеновские печи,
прокатные станы, газоочистные аппа-
раты и т. п.). При комплексном ис-
пользовании технической воды по этой
схеме должно обеспечиваться беспере-
бойное водоснабжение промышленных
объектов при аварийной или плановой
остановке циркуляционных насосов
электростанции. Для этой цели уста-
навливаются резервные насосы, бло-
кировочные перемычки и др.
Сливаемая из конденсаторов тур-
бин вода может быть также использо-
вана для нужд самой электростанции
(приготовление добавочной воды для
питания парогенераторов, испарите-
лей паропреобразователей, подпитка
тепловых сетей, гидрозолоудаление
и пр.).
На рис. 9-1, б изображена принци-
пиальная схема водоснабжения пред-
приятия и ТЭЦ от общей центральной
насосной станции. Если ТЭЦ и техно-
логические агрегаты предприятия тре-
буют примерно равных напоров воды,
то в центральной насосной могут быть
установлены укрупненные однотипные
агрегаты, работающие параллельно на
общий коллектор. Подача всех рабо-
тающих насосов должна быть равна
максимальному расходу воды ТЭЦ и
промышленного предприятия при сов-
местной их работе. При неравенстве
параметров воды по давлению от цент-
ральной насосной станции вода к тех-
нологическим агрегатам промышлен-
ного предприятия должна подаваться
по обособленным водоводам от инди-
видуальных групп насосов.
9-2. РАСХОД ВОДЫ
НА ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
Кроме охлаждения конденсаторов
турбин, вода на тепловых электро-
станциях расходуется на следующие
цели:
6 Баженов М. И, и др.
Рис. 9-1. Принципиальные схемы техниче-
ского водоснабжения промышленной электро-
станции.
/ — насосная станция; 2 — конденсатор; 3 —
слнвной канал; 4 — технологические аппараты
промышленного предприятия; 5 — циркуляцион-
ный насос; 6 — насос технической воды; 7 — на-
сос второго подъема; 8 — теплофикационный по-
догреватель; 9 — тепловой потребитель; 10 —
теплофикационный трубный пучок конденсатора;
// — сетевой насос; 12 — подача воды на собст-
венные нужды станции.
1) охлаждение масла турбогенера-
торов;
2) охлаждение воздуха (водорода)
или непосредственно обмоток в элек-
трогенераторах;
3) охлаждение подшипников вспо-
могательного оборудования;
4) удаление золы и шлака;
5) восполнение потерь конденсата
и приготовление питательной воды
парогенераторов, паропреобразовате-
лей, испарителей с учетом собствен-
ных нужд химического цеха;
6) подпитка как закрытых, так и
открытых систем теплоснабжения;
7) хозяйственные и бытовые нужды
(питьевая вода, санузлы, душевые
и пр.);
8) восполнение потерь охлаждаю-
щей воды в системах оборотного водо-
снабжения.
Расход охлаждающей воды на кон-
денсацию отработавшего пара турбин
определяется из уравнения теплового
баланса конденсатора.
Отношение расхода охлаждающей
воды G0. B к расходу сконденсировав-
шегося пара £>к называется кратно-
161

стью охлаждения конденсатора т:
где qK — теплота конденсации пара;
AfB — разность энтальпий охлаждаю-
щей воды на выходе и входе в конден-
сатор.
Величина qK в реальных условиях
работы конденсаторов изменяется не-
значительно, поэтому кратность охла-
ждения в основном зависит от нагрева
охлаждающей воды в конденсаторе.
Этот нагрев определяется следующими
факторами:
1) температурой воды перед кон-
денсатором, которая может значи-
тельно колебаться по временам года;
2) недогревом 0 охлаждающей во-
ды до температуры конденсации пара
*к 9 == ^к ^о. в2>
3) величиной паровой нагрузки
конденсатора;
4) конструкцией конденсатора.
Все эти факторы между собой
взаимно связаны. Поэтому оптималь-
ная кратность охлаждения конденса-
тора для конкретных условий опреде-
ляется технико-экономическими расче-
тами по минимуму расчетных затрат
с учетом расходов на топливо, электро-
энергию по перекачке охлаждающей
воды и амортизационных отчислений
на оборудование системы водоснабже-
ния конденсаторов. Для современных
установок многоходовых конденсато-
ров т = 40 ч- 60.
Полный расход охлаждающей воды
конденсаторов
G0.B = mDK. (9-2)
Таблица 9-1
Расходы охлаждающей воды
для различных типов турбоустановок
Тип турбины
К-50-90; ПТ-50-90
ПТ-60-130; Т-50-130
К-ЮО-90; Т-100-130
ПТ-135-130
К-160-130
К-200-130
Т-250-240
К-300-240
К-500-240
К-800-240
Расход воды,
м3/ч
8000
8000
16 000
12 500
21000
25 000
28 000
36 000
52 000
80 000
162
Расходы охлаждающей воды для раз-
личных типов турбоустановок приве-
дены в табл. 9-1.
Для крупных КЭС абсолютный рас-
ход охлаждающей воды настолько
значителен, что он становится одним
из главных факторов, определяющих
выбор места расположения электро-
станции и ее системы технического
водоснабжения.
9-3. ПРЯМОТОЧНАЯ СИСТЕМА .
ВОДОСНАБЖЕНИЯ
При прямоточной системе вода, за-
бираемая из реки, после конденсато-
ров и других охладительных устройств
сбрасывается в реку ниже по течению
на расстояние, исключающее возмож-
ность подмешивания подогретой воды
к забираемой воде. Для прямоточной
системы среднегодовой дебит реки дол-
жен в несколько раз превосходить
потребность электростанции в охла-
ждающей воде.
На рис. 9-2 представлена принци-
пиальная схема прямоточного водо-
снабжения тепловой электростанции.
Выбор места расположения насос-
ной станции зависит от сезонных коле-
баний уровня воды в реке и от превы-
шения площадки станции над уровнем
реки. Если разность геодезических от-
меток осей циркуляционных насосов и
минимального уровня воды в реке не
превосходит допустимой высоты вса-
сывания (3—4,5 м), то циркуляцион-
ные насосы могут размещаться вблизи
конденсаторов турбин. Если разность
геодезических отметок и колебания
уровня воды в реке значительны, то
циркуляционные насосы устанавли-
ваются в специальном здании на бе-
регу реки. В этом случае циркуля-
ционная вода от береговой насосной
станции подается к конденсаторам тур-
бин не менее чем по двум напорным
магистралям для обеспечения беспе-
ребойного водоснабжения электро-
станции. Береговые насосные соору-
жения должны быть гарантированы
от затопления водой в период па-
водков.
Для забора воды из реки устанав-
ливаются специальные водоприемни-
ки, в которых входные окна располо-
жены ниже минимально возможного
уровня воды в реке. Водоприемные

сооружения делятся на секции, обес-
печивающие возможность отключения
любой из них для ремонта или очи-
стки.
Водозаборные устройства обору-
дуются грубыми решетками, предот-
вращающими попадание в водоприем-
ник крупных плавающих предметов,
а также решеткоочистными машинами
и очистными вращающимися сетками,
помещения которых совмещаются с
циркуляционными насосными стан-
циями. При схемах водоснабжения с
насосами 1-го и 2-го подъемов и нали-
чии длинных промежуточных откры-
тых каналов допускается установка
вращающихся сеток только у насосной
станции 2-го подъема. В случае забора
воды из водоемов, имеющих рыбохо-
зяйственное значение, предусматри-
ваются рыбозащитные устройства.
Центральные насосные станции,
водоприемники и водоочистные уст-
ройства, а также насосные станции
добавочной и осветленной воды долж-
ны оборудоваться системой автома-
тики, блокировки и дистанционного
контроля. Управление ими, как пра-
вило, осуществляется с главного щита
без участия постоянного обслуживаю-
щего персонала.
Из конденсаторов турбин вода
сбрасывается в сливные колодцы и да-
лее по открытому самотечному каналу
в реку. В зимние периоды предусмат-
ривается сброс части нагретой воды
из реки для борьбы с шугой, обмерза-
нием водозаборных устройств и пере-
охлаждением конденсата. Для сниже-
ния требуемого напора насосов на
сливной линии после конденсаторов
предусматривается сифон.
Расчетный напор циркуляционных
насосов находят по формуле
" н = ^в. с "Г ^иод "Т "конд ~Г ^^тр>
(9-3)
где ZB с — высота всасывания; Zn0R —
высота подъема воды от оси насоса
до верхней точки конденсатора; /гконд
и 2 /гтр — потери напора в конденса-
торе и трубопроводах — всасывающем
и нагнетательном.
Действительный напор насоса мо-
жет быть снижен за счет сифонного
действия сливных труб. При этом
#?< = 2г + йК0НД + 2/*тр, (9-4)
6*
Рис. 9-2. Принципиальная схема прямоточ-
ного водоснабжения тепловой электростан-
ции.
где Zr — разность геодезических от-
меток между уровнем воды в сливном
колодце и в водоприемнике.
Для обеспечения надежного дейст-
вия сифона необходимо, чтобы концы
сливных труб были выведены под уро-
вень воды в колодцах, а высота столба
воды в сифоне не превышала 7—8 м.
Присоединение к сливным трубам кон-
денсаторов других сбросов при этом
не допускается.
В системах водоснабжения электро-
станций используются как пропеллер-
ные, так и центробежные насосы с го-
ризонтальным или вертикальным рас-
положением вала.
Выбор числа насосов и их подачи
определяется условием бесперебойного
и экономного снабжения потребителей
водой. Так, на электростанциях с
блочными тепловыми схемами согласно
«Нормам технологического проектиро-
вания» [41] на каждый корпус конден-
сатора, как правило, устанавливается
один циркуляционный насос, при этом
число насосов на турбину должно быть
не менее двух, а их суммарная подача
равна расчетному расходу охлаждаю-
щей воды на конденсатор турбины. На
электростанции с поперечными свя-
зями по пару число циркуляционных
насосов, устанавливаемых в централь-
ных насосных станциях, должно быть
не менее четырех с суммарной подачей,
равной расходу охлаждающей воды
без резерва (исключая случай мор-
ского водоснабжения). Мощность эле-
ктродвигателей должна обеспечивать
самозапуск насосов при открытых за-
движках.
163

В СССР выпускаются циркуля-
ционные насосы подачей от 220
До 37 000 м3/ч с напором от 4,5
до 90 м.
9-4. ОБОРОТНАЯ СИСТЕМА
ВОДОСНАБЖЕНИЯ
В оборотной системе вода, нагре-
тая в конденсаторах турбин и в дру-
гих теплообменниках, используется
повторно после ее охлаждения в охла-
дительных устройствах. Охлаждение
воды может осуществляться в естест-
венных и искусственных водохранили-
щах, в градирнях и брызгальных бас-
сейнах.
В Советском Союзе примерно 1/3
всей установленной мощности тепло-
вых электростанций работает на
водохранилищах-охладителях. Что
касается промышленных тепловых
электростанций, то около 60% уста-
новленной мощности их работает на
оборотном водоснабжении, причем в
качестве охладителей наибольшее рас-
пространение получили градирни.
Особенностями работы оборотной
системы водоснабжения по сравнению
с прямоточной являются:
1) более высокая температура ох-
лаждающей воды, вследствие чего ва-
куум в конденсаторах турбин на 2—
3% ниже, чем при проточном водо-
снабжении, во все времена года;.
2) зависимость работы большинст-
ва охладительных устройств от метео-
рологических условий (температура и
относительная влажность воздуха,
скорость и направление ветра);
3) необходимость восполнения по-
терь воды в охладительных устрой-
ствах.
Потери воды в оборотной системе
вызываются испарением нагретой во-
ды, механическим уносом (особенно
в брызгальных бассейнах и открытых
градирнях), фильтрацией воды в грунт
и через плотину (при искусственных
водохранилищах-охладителях), про-
дувкой охладительных устройств (для
поддержания карбонатной жесткости
циркуляционной воды в допустимых
пределах).
Количество воды, испаряющейся
в брызгальных бассейнах и градир-
нях, примерно равно расходу пара
в конденсатор, так как при установив-
шемся тепловом равновесии теплота
конденсации пара в конденсаторе
должна быть равна теплоте испаре-
ния воды в охладителе.
Охлаждение циркуляционной воды
в градирнях и брызгальных бассейнах
происходит в основном за счет ее
испарения. При относительной влаж-
ности воздуха ф < 100% теоретиче-
ски можно охладить воду в охладителе
до температуры мокрого термометра.
При ф = 100%, т. е. при достижении
насыщения воздуха водяными парами
(4 = А:ух)> охладить воду даже теоре-
тически можно лишь до температуры
окружающего воздуха.
В действительности температура
охлаждающей воды всегда выше тео-
ретического предела охлаждения на
некоторую величину б, °С, называе-
мую пределом недоохлаждения и за-
висящую от типа и условий работы
охладительного устройства.
Водохранилища — охладители. Ис-
кусственные водохранилища-охлади-
тели создаются путем устройства пло-
тины на реке, дебит которой недоста-
точен для использования ее в качестве
источника прямоточного водоснабже-
ния. Глубина водохранилищ-охлади-
телей при летних уровнях воды при-
нимается не менее 3,5 м на 80% пло-
щади зоны циркуляции водохрани-
лища. Охлаждение воды в водохрани-
лищах происходит как за счет испа-
рения части циркуляционной воды,
так и за счет конвектизного теплооб-
мена нагретой воды с воздухом и пере-
мешивания нагретой еоды с поступаю-
щей в водохранилище холодной водой
из природных источников. Соотноше-
ния между количествами теплоты, от-
данными водой в водохранилище испа-
рением и конвекцией, существенно из-
меняются в зависимости от времени
года. Зимой преобладающим является
конвективный теплообмен, летом —
испарительное охлаждение.
Восполнение потерь воды в водо-
хранилищах-охладителях может осу-
ществляться либо за счет непрерыв-
ного притока воды впадающих в во-
дохранилище ручьев и рек, либо пу-
тем накопления запаса воды в них
в период весенних паводков.
Схема снабжения конденсаторов
водой при водохранилищном охла-
ждении в основном аналогична прямо-
164

точной (рис. 9-3). Насосы
могут устанавливаться как
на берегу водохранилища,
так и непосредственно в
турбинном цехе.
В связи с тем, что в во-
дохранилищах-охладите-
лях циркулирует одна и
та же вода (если прене-
бречь притоком свежей во-
ды), помимо механической
очистки воды перед насо-
сами часто необходимо осу-
ществлять специальную ее
обработку, особенно в ве-
сенне-летние периоды для
предотвращения обраста-
ния конденсаторных тру-
бок микроорганизмами (см.
§ 9-6).
Необходимым условием
работы водохранилищ-ох-
ладителей, как и других
охладительных устройств
при оборотной системе во-
доснабжения , является
равновесие между тепло-
тами, воспринятой водой
в конденсаторе и отданной водой ок-
ружающей среде в охладителе. Вы-
ражением этого условия является
равенство:
А*к = А'охл, (9-5)
где Д/к — нагрев воды в конденсаторе,
°С; А^охл — охлаждение воды в водо-
хранилище (зона охлаждения), °С.
В результате слива нагретой воды
в водохранилище-охладитель темпе-
ратура воды в нем повышается по
сравнению с температурой воды в есте-
ственном (первоначальном) состоянии.
Превышение температуры охлажден-
ной воды в водохранилище над темпе-
ратурой ее в первоначальном состоя-
нии называют величиной недоохлажде-
ния 6:
б = ^-4сХ> (9-6)
где t-i — температура охлажденной во-
ды в водохранилище, °С; /псх — темпе-
ратура воды в водохранилище в пер-
воначальном состоянии, принимаемая
равной температуре наружного воз-
духа, °С.
Чем меньше величина недоохла-
ждения, тем ниже температура воды,
поступающей в конденсатор, тем глуб-
Рис. 9-3. Принципиальная схема водоснабжения элек-
тростанции с водохранилищем -охладителем.
/ — конденсатор турбины; 2 — приемные колодцы; «?— слив-
ные колодцы; 4 — переключательный колодец; 5 — сливной
самотечный канал; 6 — приемные самотечные каналы; 7 —
водозаборное устройство; 8 — перепускной канал; 9 — цирку-
ляционные насосы; 10 — струенаправляющая дамба.
же вакуум в конденсаторе. Величина
недоохлаждения является своего рода
характеристикой водохранилища как
охладительного устройства и зависит
от его емкости, площади зеркала испа-
рения, очертания берегов и других
факторов.
В теплообмене участвует только
часть поверхности водохранилища,
так называемая активная поверхность,
в которой струи воды движутся па-
раллельно от места сброса к месту за-
бора воды. Активная поверхность во-
дохранилища FaKT = kFy где F — пол-
ная поверхность водохранилища; k —
коэффициент, зависящий от формы во-
дохранилища. При правильной вы-
тянутой форме водохранилища k =
= 0,9, при неправильной k = 0,6 -s-
-5- 0,75 и при круглой k = 0,5.
Для увеличения активной поверх-
ности естественных и искусственных
водохранилищ-охладителей устраива-
ются специальные струенаправляю-
щие насыпные дамбы или шпунтовые
ряды (рис. 9-3).
Расчет водохранилищ-охладителей
заключается в определении необходи-
мой полной площади поверхности F,
м2, или удельной площади поверх-
165

ности водохранилища-охладителя /уд,
м2/м3, расхода воды в сутки или в час
при заданных условиях работы стан-
ции (при заданной температуре воды
на входе в конденсатор). Иногда ста-
вится задача определения температуры
охлажденной воды при известных па-
раметрах водохранилища-охладителя.
Аналитический расчет водохрани-
лищ-охладителей из-за множества фа-
кторов, которые оказывают влияние
на их работу и учесть которые не
всегда возможно, представляет собой
весьма сложную задачу. Ориентиро-
вочно необходимую площадь поверх-
ности водохранилища-охладителя
можно оценить по формуле
F = (7-*-10)tfK, (9-7)
где NK — полная конденсационная
мощность станции при летнем режиме
работы, кВт.
Для более точных расчетов можно
воспользоваться номограммой, пред-
ложенной институтом Теплоэлектро-
проект (рис. 9-4).
Ключ к определению температуры
охлажденной воды в водохранилище:
/уд -*" ^исх ->(W = 0,5 М/С) ->■ W ->- Ы -»-
->■ б; tx = ^исх + б,
где w — скорость ветра.
Ключ к определению удельной ак-
тивной поверхности водохранилища:
S==(t1--tmx)-+kt->-w->-
-> (w = 0,5 м/с) ->■ /исх ->- /уд.
Как видно из ключей, линия w =
= 0,5 м/с является вспомогательной
для всех скоростей ветра, кроме ско-
рости w = 0,5 м/с.
Градирни. Для промышленных и
отопительных ТЭЦ, располагаемых,
как правило, вблизи жилых и про-
мышленных массивов, наиболее рацио-
нальным (а в ряде случаев единствен-
ным) решением технического водо-
снабжения оказываются оборотные си-
стемы с градирнями. При этом на
электростанции устанавливается не
менее двух градирен.
Градирня представляет собой теп-
ломассообменное устройство, в кото-
ром охлаждение воды осуществляется
за счет ее испарения при непосредст-
венном контакте с воздухом. Преиму-
ществом градирен по сравнению с во-
дохранилищами-охладителями явля-
ется достижение сравнительно высо-
кого эффекта охлаждения циркулиру-
ющей воды при значительно меньших
площадях. Однако градирни, как пра-
вило, в любой, период года уступают
водохранилищам-охладителям по глу-
бине охлаждения циркуляционной
воды.
В зависимости от условий работы и
конструктивного исполнения градир-
ни подразделяются на открытые, ба-
шенные и вентиляторные.
По характеру стекания воды в оро-
сительной системе градирни в свою
очередь делятся на капельные, пленоч-
ные и капельно-пленочные.
Наибольшее распространение по-
лучили башенные градирни. Они могут
выполняться из монолитного или сбор-
ного железобетона круглой формы с
гиперболической поверхностью вы-
тяжной трубы. Внутренняя поверх-
ность железобетонной вытяжной трубы
покрывается гидроизоляцией (масти-
кой особого состава) для защиты бе-
тона от выщелачивающего воздейст-
вия стекающего конденсата. Градирни
с металлическим каркасом вытяжной
трубы по форме представляют собой
усеченную четырехгранную или много-
гранную пирамиду. Обшивка каркаса
может выполняться из дерева, а также
из асбоцементных или алюминиевых
листов. Деревянные элементы гради-
рен пропитываются противогнилост-
ным составом. Высота современных
башенных градирен достигает 75 м и
более.
На рис. 9-5 изображена принци-
пиальная схема оборотного водоснаб-
жения станции с башенными градир-
нями капельного типа. Нагретая в
конденсаторах турбин вода под напо-
ром циркуляционных насосов подается
в распределительные желоба ороси-
тельного устройства градирни на вы-
соту примерно 7—10 м от земли. Из
отверстий в днище распределительных
желобов вода ударяет крупными
струями по разбрызгивающим розет-
кам и далее, многократно дробясь
о горизонтально расположенные рей-
ки, стекает в виде дождя в сборный
бассейн. Навстречу потоку воды дви-
жется воздух, который, отняв теплоту
от воды, вместе с паром по вытяжной
трубе отводится в атмосферу. Из сбор-
166

Рис. 9-4. Номограмма Теплоэлектропроекта для расчета водохранилищ-охладителей.
i — удельная поверхность водохранилища, м2/м3 в сутки; *исх —- температура воды в водохранилище в естественном состоянии, °С; At — зона ох-
лаждения, °С; w — скорость ветра, м/с; б — недоохлаждение воды в охладителе (превышение температуры охлажденной воды в водохранилище над температурой
ее в естественном состоянии), °С.
Примечание. Номограмма построена при температурах воды в водохранилище в естественном состоянии, равных температурам воздуха по сухому термо-
метру, и при скорости ветра на высоте 2 м от поверхности воды. При отклонении от указанных условий брать поправки по вспомогательным графикам.
167

Рис. 9-5. Принципиальная схема оборотного водоснабжения с капельными башенными
градирнями.
/ — напорный трубопровод; 2 — распределительный лоток; 3 — разбрызгивающие розетки; 4 — оро-
сительная система из реек; 5 — сборный бассейн; 6 — вытяжная труба; 7 — самотечный перепускной
канал; 8 — водоприемный колодец; 9 — продувочная воронка; 10 — воронка для введения хлор-
ной извести; // — поплавковый указатель уровня; 12 — обратный клапан.
ного бассейна вода по самотечным ка-
налам поступает в водозаборный ко-
лодец, откуда циркуляционными на-
сосами снова подается в конденсаторы
турбин. В пленочных градирнях вода
после разбрызгивающих розеток сте-
кает не по рейкам, а по вертикально
расположенным щитам, тонкой плен-
кой. Опытом эксплуатации устано-
влено, что пленочные градирни при
равном с капельной градирней эффекте
охлаждения циркуляционной воды мо-
гут иметь примерно в 2 раза большую
плотность орошения (удельную гидра-
влическую нагрузку). Плотностью
орошения q [м3/(м2-ч)] называют отно-
шение часового расхода охлаждаю-
щей воды к площади поперечного сече-
ния оросителя:
Величина q для капельных башен-
ных градирен обычно составляет 2,5—
3,5 м3/(м2-ч), для пленочных — 5—
7 м3/(м2-ч). Кроме того, у пленочных
градирен меньше капельный унос во-
ды, а в зимний период они меньше под-
вержены обмерзанию.
Охлаждение воды в градирнях про-
исходит в основном за счет частичного
ее испарения. При этом убыль воды
из циркуляционной системы за счет
испарения примерно равна расходу
168
пара в конденсатор. Около 0,5—1,0%
воды теряется с механическим уносом.
Количество добавочной воды равно
суммарным потерям воды в градирне
Gflo6 = Сисп + Gy„ + Gnp, (9-9)
где Оисп — потеря за счет испарения
воды; GyH — потеря с механическим
уносом; Gnp — потеря воды с продув-
кой.
В зависимости от условий работы
градирни количество добавочной воды
составляет около 5—6% общего рас-
хода циркуляционной воды. Добавоч-
ная вода, имеющая более низкую тем-
пературу, чем циркуляционная, перед
поступлением ее в водоприемник обыч-
но подается в воздухо- и маслоохлади-
тели.
При эксплуатации градирен в зим-
ний период особое внимание должно
быть обращено на проведение меро-
приятий по борьбе с их обмерзанием.
Обмерзание не только затрудняет до-
ступ холодного воздуха в ороситель-
ную систему, но и является одной из
причин разрушения градирен. Для
борьбы с обмерзанием осуществляется
периферийное орошение нижних ря-
дов реек и строительных конструкций
оросительной системы струями теплой
воды из конденсаторов. Уменьшению
обмерзания градирен способствуют и
такие мероприятия, как ограждение

деревянными щитами входных окон
для воздуха и организация рациональ-
но направленного потока холодного
воздуха, а также создание воздушного
промежутка между оросительной на-
садкой и обшивкой градирни.
Расчет башенных градирен имеет
целью определение плотности ороше-
ния либо по заданной температуре ох-
лажденной воды в градирне, либо,
наоборот, по известной плотности оро-
шения — нахождение температуры
охлажденной воды. Ввиду множества
факторов, оказывающих влияние на
работу градирни, аналитическое ре-
шение как прямой, так и обратной
задачи весьма затруднительно.
Необходимую площадь орошения
градирни, м2, можно приближенно
оценить по формуле
/> = №, (9-Ю)
где/уД — удельная площадь градирни,
м2/кВт; NK — конденсационная мощ-
ность станции, кВт.
Для пленочных и капельно-пленоч-
ных /уд = 0,01 ч- 0,02 м2/кВт.
Более точный расчет градирен про-
водят по номограммам, составленным
на основании опыта их эксплуатации.
На рис. 9-6 показана номограмма
Л. Д. Бермана и А. В. Перцева (ВТИ)
для расчета башенных капельных гра-
дирен. Ключ к определению плотности
орошения q:
Определение температуры охлаж-
денной воды в градирне производится
в обратной последовательности:
На электростанциях с небольшой
конденсационной мощностью иногда
применяют более простые и дешевые
градирни открытого типа без вытяж-
ных башен. Доступ воздуха в ороси-
тельную систему открыт у них со всех
сторон. Открытые градирни по срав-
нению с башенными имеют, как пра-
вило, меньший охлаждающий эффект,
который сильно зависит от метеороло-
гических условий и в первую очередь
от скорости ветра. Недостаток откры-
тых градирен состоит также и в том,
что они имеют значительный капель-
Рис. 9-6. Номограмма Л. Д. Бермана и
А. В. Перцова для расчета башенных капель-
ных градирен.
Д2 — нагрев воды в конденсаторе .°С; т — темпе-
ратура смоченного термометра, °С.
ный унос воды и в зоне их располо-
жения, особенно в зимний период, об-
разуется туман. Последнее обстоятель-
ство не позволяет размещать их вблизи
проезжих дорог, открытых подстанций
и в местах с плотной застройкой из-за
ухудшения видимости и угрозы обле-
денения окружающих сооружений и
дорог.
Расчет открытых градирен произ-
водится по специальным номограм-
мам.
В южных районах нашей страны,
а также в ряде зарубежных стран
(США, ФРГ, ГДР, Англия, Франция,
Япония и др.) в последнее время на-
ходят применение градирни с прину-
дительной циркуляцией, так называе-
мые вентиляторные. По принципу ра-
боты вентиляторные градирни под-
разделяются на капельные и пленоч-
ные, с нижним (рис. 9-7) и верхним
(рис. 9-8) расположением вентилято-
ров; по схемам движения воды и воз-
духа — на противоточные и попереч-
ноточные. Для циркуляции воздуха
169

Рис. 9-7. Капельная градирня с нижним расположением вентилятора.
применяют, как правило, осевые вен-
тиляторы.
Вентиляторные градирни отли-
чаются сравнительно высоким и устой-
чивым эффектом охлаждения воды вне
зависимости от погодных условий.
Недоохлаждение воды до температуры
воздуха по смоченному термометру
в них доходит до 5—3° С. Вентилятор-
ные градирни более компактны, а по
стоимости сооружения более эконо-
мичны, чем башенные, для одних и
тех же условий их работы. Так, на-
пример, строительная стоимость вен-
тиляторных градирен на 50—60%
ниже стоимости башенных и на 35—
50% ниже стоимости брызгальных бас-
сейнов. Экономия древесины при
строительстве деревянных вентилятор-
ных градирен по сравнению с башен-
ными составляет 60—70%. Вентиля-
170
торные градирни работают при более
низких напорах воды, чем башенные.
Однако вентиляторные градирни,
помимо расхода электроэнергии на
привод вентиляторов, требуют посто-
янного наблюдения и ухода. Кроме
того, у градирен с нижним располо-
жением вентиляторов в зимнее время
наблюдается обмерзание входных окон
и лопастей вентиляторов вследствие
возможной рециркуляции (при ветре)
теплого влажного воздуха, выходя-
щего из градирни. В градирнях с
верхним расположением вентиляторов
обмерзания входных окон и лопастей
вентиляторов не происходит, так как
влажный воздух выбрасывается вверх
со скоростью 7—12 м/с, что почти
исключает возможность рециркуля-
ции, а лопасти вентиляторов постоян-
но омываются теплым воздухом.

В районах с острым дефицитом ис-
ходной воды, а также в транспортных
установках в качестве охладительных
устройств находят применение так на-
зываемые «сухие» градирни, в которых
охлаждение циркуляционной воды осу-
ществляется воздухом через раздели-
тельную оребренную стенку.
Достоинствами «сухих» градирен
являются отсутствие потерь воды в
циркуляционной системе и возмож-
ность обеспечения надлежащей чи-
стоты конденсаторных трубок с водя-
ной стороны. Благодаря применению
«сухих» градирен принципиально от-
крывается возможность использова-
ния конденсаторов паровых турбин
смешивающего типа, отличающихся
простотой устройства и малыми габа-
ритами. К числу недостатков «сухих
градирен» следует отнести невысокий
эффект охлаждения воды (температура
охлаждаемой воды всегда на несколько
градусов выше температуры окружаю-
щего воздуха), а также опасность за-
мораживания теплообменников.
Воздушные охладители, действую-
щие по типу «сухих» градирен, нахо-
дят широкое применение также в неф-
теперерабатывающей, химической и
других отраслях промышленности.
Брызгальные бассейны. Брызгаль-
ные бассейны являются довольно рас-
пространенным на промышленных
электростанциях типом охладитель-
ного устройства. По сравнению с водо-
хранилищами-охладителями брыз-
гальные бассейны требуют в несколько
десятков раз меньшей площади. Од-
нако ввиду присущих им недостатков
(см. ниже) при строительстве новых
электростанций предпочтение отдается
башенным градирням.
Сущность действия брызгальной
установки заключается в следующем.
Вода из конденсаторов турбин под на-
пором циркуляционных насосов по-
дается по разветвленной сети трубо-
проводов к разбрызгивающим соплам,
направленным выходным отверстием
вверх и равномерно расположенным
по всей площади брызгального бас-
сейна на высоте 1,2—1,5 м от воды.
Из сопл вода фонтанирует тонкими
струями в виде веера. При интенсив-
ном теплообмене с воздухом вода охла-
Рис. 9-8. Пленочная градирня с верхним расположением вентилятора]
171

ждается (в основном за счет частич-
ного ее испарения), в виде дождя
стекает в бассейн и далее по самотеч-
ным каналам направляется в приемные
колодцы циркуляционных насосов.
По форме брызгальный бассейн
представляет собой прямоугольную
бетонированную чашу глубиной от
1,5 до 2 м. При водонепроницаемых
(глинистых) грунтах дно и борта бас-
сейна иногда не бетонируют. Распре-
делительные трубы располагаются на
бетонных тумбах параллельно корот-
кой стороне бассейна на расстоянии
6—10 м друг от друга (в зависимости
от типа разбрызгивающих сопл). Си-
стема распределительных трубопрово-
дов и брызгальный бассейн, как пра-
вило, секционируются для проведе-
ния ремонтов, ревизий и чистки без
остановки станции. ,
Охлаждающий эффект брызгаль-
ных установок, так же как и открытых
градирен, существенно зависит от ско-
рости ветра. Поэтому для обеспечения
хорошего доступа воздуха к воде брыз-
гальные бассейны следует располагать
длинной стороной в направлении, пер-
пендикулярном действию господству-
ющих ветров. При этом ширина бас-
сейна не должна превышать 50—60 м.
Работа брызгальных установок со-
провождается значительным капель-
ным уносом циркуляционной воды,
а в зимнее время — образованием
плотных туманов в зоне их располо-
жения. В связи с этим брызгальные
бассейны так же, как и открытые
градирни, приходится размещать на
некотором удалении (около 100 м) от
жилых и производственных сооруже-
ний и проезжих дорог.
Для уменьшения потерь воды от
капельного уноса периферийные соп-
ла брызгальной установки распола-
гают на расстоянии не менее 7—10 м от
бортов бассейна. Тем не менее потеря
циркуляционной воды от капельного
уноса в брызгальных установках в
2,5—3 раза выше, чем в башенных
градирнях, и составляет обычно 1,5—
3,0% расхода циркуляционной воды.
Основным показателем работы
брызгальной установки является тем-
пература охлажденной воды, которая
зависит как от режима работы охла-
дительной установки — плотности до-
ждя, зоны охлаждения, так и от кли-
матических условий. Плотность дождя
(гидравлическая нагрузка q), в за-
висимости от типа сопл и напора воды
перед ними обычно составляет 0,8—
1,5 м3/(м2-ч), т. е. в 2—2,5 раза мень-
ше, чем для башенных пленочных гра-
дирен, при примерно одном и том же
эффекте охлаждения воды. В связи
с этим площадь, занятая охладитель-
ным устройством, при брызгальных
бассейнах в 3—4 раза больше, чем при
градирнях.
Необходимую площадь брызгаль-
ного бассейна можно оценить при-
ближенно по формуле (9-10), в кото-
рой удельную площадь брызгальных
бассейнов принимают равной /уд =
= 0,18 -н 0,24 м2/кВт.
Определение температуры охлаж-
денной воды производится по номо-
граммам, составленным на основании
обобщения опыта эксплуатации луч-
ших типов брызгальных установок.
9-5. ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ
СИСТЕМ ТЕХНИЧЕСКОГО
МОРСКОГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ
На некоторых электростанциях
Советского Союза (Красноводская
ТЭЦ, Сумгаитская ТЭЦ, ТЭЦ завода
«Азовсталь» и др.) и в ряде зарубеж-
ных стран (США, Франция, Япония
и др.) охлаждение конденсаторов па-
ровых турбин осуществляется морской
водой. Несмотря на принципиальное
сходство схем пресноводного водоснаб-
жения тепловых электростанций с
морским, последние отличаются спе-
цифическими особенностями эксплуа-
тации, а также проектирования и
строительства гидротехнических со-
оружений. Эти особенности опреде-
ляются свойствами морской воды и
морских водоемов. Морская вода от-
личается высокой соленостью, жестко-
стью и повышенной коррозийной спо-
собностью. Гидрология морских водое-
мов характеризуется существенными
колебаниями уровня и температуры
воды, волнениями, донными наносами,
загрязненностью воды в прибрежной
зоне и др. При проектировании систем
морского водоснабжения необходимо
учитывать влияние биологических фак-
торов (планктон, крупная водная
растительность, морские животные,
например, медузы) на условия водоза-
172

Рис. 9-9. Ковшовый водозабор Приморской ТЭС.
/ — механические сетки; 2 — отводящий лоток; 3 — всасывающий трубопровод; 4 — дроссельный
затвор; 5 — шпиндели дроссельного затвора; 6 •— отверстия для сеток; 7 — лазы.
бора и нормальную эксплуатацию со-
оружений. Особое внимание должно
быть уделено защите гидротехниче-
ских сооружений от разрушающего
действия морской волны. При мор-
ском водоснабжении наибольшее рас-
пространение имеют прямоточные
схемы.
Тип водозаборного устройства за-
висит от береговых условий и ряда
других факторов. В гаванях, защи-
щенных от непосредственного дейст-
вия морского прибоя и штормов, в за-
крытых естественных бухтах и на по-
бережье с большим падением дна, где
глубина у берега достигает 2—3 м и
более, сооружаются портовые водо-
приемники. Они выполняются в виде
железобетонных колодцев-камер, в ко-
торых входные окна выполняются за-.
подлицо с красной линией порта (на-
бережной). Порог входных окон водо-
приемника во избежание заноса ка-
мер песком приподнимают не менее
чем на 1 м над дном моря, а сами окна
перекрывают съемными грубыми ре-
шетками с ячейками 100 X 100 мм.
Последующая очистка воды осущест-
вляется с помощью неподвижных ре-
шеток с механическими щетками и
вращающихся сеток. Все очистные
сооружения размещаются в закрытом
помещении, возводимом над камерой-
колодцем. Далее очищенная морская
вода по самотечным каналам посту-
пает к насосной станции. При совме-
щенном расположении насосной стан-
ции с водоприемником всасывающие
патрубки насосов размещаются в чи-
стых отсеках камеры.
173

В тех случаях, когда морское по-
бережье подвержено разрушающему
воздействию волнового прибоя, водо-
заборные устройства необходимо за-
щищать насыпными дамбами. Конст-
рукции заградительных дамб могут
быть различными. На рис. 9-9 пред-
ставлен ковшовый водозабор с за-
градительной дамбой, выполненной из
наброски искусственных бетонных
блоков объемом по 5—8 м3 каждый.
Дамба, созданная из искусственных
блоков, является хорошим гасителем
энергии прибоя. Морская волна, под-
ходя к такой дамбе, как бы «впиты-
вается» в нее. Заградительные дамбы
не только защищают береговые соору-
жения от разрушения, но и предо-
храняют входные окна водоприем-
ника от забивания их водорослями,
а в зимнее время — шугой.
На морских побережьях со слабым
падением дна и при небольших глу-
бинах у берега водозаборное устрой-
ство выполняется в виде донного ого-
ловка (прямоугольной или цилиндри-
ческой формы), выносимого в море
на достаточную глубину и связанного
с очистными устройствами самотеч-
ными трубами, уложенными в морском
дне. Число оголовков должно быть не
менее двух, их следует располагать
на удалении не менее 40—50 м друг
от друга во избежание одновременной
их засыпки песком и донными нано-
сами. Верхний срез оголовка должен
возвышаться над дном не менее чем
на 2 м. Поступление воды в оголовок
осуществляется через верхние окна,
оборудованные грубыми решетками
с ячейкой 100 X Ю0 мм. При соору-
жении выносных водозаборов с дон-
ными оголовками необходимо обеспе-
чить надежное закрепление оголовка
к морскому дну и защиту его от раз-
рушающего действия волн.
В мелководных и не сильно загряз-
ненных бухтах, заливах или лиманах,
защищенных от морского волнения,
могут устраиваться выносные водоза-
боры облегченного типа. Насосная
станция, совмещенная с водозабором,
сооружается на свайном основании,
выносимом в море на 25—30 м от бе-
рега. Здесь нет приемных камер.
Вода поступает непосредственно к сет-
кам с двух сторон. Водозаборные уст-
ройства подобного типа-выгодно отли-
чаются невысокой стоимостью соору-
жения, простотой обслуживания и на-
дежностью в работе.
В системах технического морского
водоснабжения вопросы обеспечения
надежности играют исключительно
важное значение. Это обусловлено спе-
цифическими особенностями морских
водоисточников, о которых упомина-
лось выше. Основными источниками
неполадок систем морского водоснаб-
жения являются коррозия, забивание
донными наносами и органическое об-
растание водозаборов и водоводов.
В связи с зтим для систем морского
водоснабжения «Нормами технологи-
ческого проектирования» предусмат-
ривается резервирование насосов, са-
мотечных и напорных закрытых водо-
водов, устройство перемычек и т. п.
Наиболее эффективным средством
защиты стальных трубопроводов от
коррозии является покрытие их на-
ружной и внутренней поверхности ас-
фальтобитумными составами, пласт-
массами и эмалями. Для борьбы с
внутренней коррозией труб могут ис-
пользоваться ингибиторы (замедли-
тели коррозии), добавляемые в тран-
спортируемую воду. Таким ингибито-
ром, например, может служить гек-
саметафосфат натрия.
В системах морского водоснабже-
ния следует рекомендовать примене-
ние пластмассовых, асбоцементных,
железобетонных и деревянных труб
(в основном в подводящих и отводя-
щих линиях системы). Опыт эксплуа-
тации таких труб дает положитель-
ные результаты.
Борьбу с органическим обраста-
нием труб можно успешно вести путем
периодической (раз в 10—15 сут) про-
мывки системы обратным током нагре-
той в конденсаторах воды. С этой це-
лью в схемах водоснабжения конден-
саторов должны предусматриваться
отводы и перемычки. Поочередную
промывку напорных водоводов можно
осуществлять при сниженных нагруз-
ках без остановки турбины.
9-6. ОБРАБОТКА ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ
ВОДЫ И МЕТОДЫ БОРЬБЫ
С ЗАГРЯЗНЕНИЕМ КОНДЕНСАТОРОВ
ТУРБИН
Обработка циркуляционной воды
преследует следующие основные за-
дачи:
174

1) механическая очистка от посто-
ронних примесей;
2) уменьшение или поддержание
на заданном уровне карбонатной жест-
кости;
3) борьба с органическими загряз-
нениями.
Механическая очистка воды осу-
ществляется, как правило, в прямо-
точных системах водоснабжения, а
также в системах с естественными и
искусственными водохранилищами-
охладителями. Для этой цели в водо-
заборных устройствах устанавливают
грубые решетки, предотвращающие
попадание во всасывающие патрубки
насосов крупных предметов. Дальней-
шая, более тонкая очистка обычно
осуществляется с помощью вращаю-
щихся механических сеток. Механи-
ческие сетки выполняются в виде дви-
жущейся замкнутой ленты, состоящей
из сит с ячейками от 2 X 2 до 4 X 4 мм
и перекрывающей входные окна водо-
приемника. Прилипшие к сеткам мел-
кие предметы (щепа, водоросли, листья
и т. п.) смываются струей воды в отво-
дящий желоб при выходе сит из воды.
Очистка воды сетками, однако,
в ряде случаев не избавляет конденса-
торные трубки от загрязнений за счет
отложения в них накипи, осаждения
ила и песка, забивания конденсатор-
ных трубок мелкой рыбой, а также
обрастания их микроорганизмами (ор-
ганической слизью).
В зависимости от степени загряз-
ненности воды и ее солевого состава
приходится периодически производить
очистку конденсаторных трубок.
В большинстве случаев это делают (без
остановки турбин, как правило, при
снижении ее мощности наполовину)
механическим, химическим или физи-
ческим методом.
Химическая очистка конденсато-
ров производится хлорированием ох-
лаждающей воды и кислотной про-
мывкой конденсаторных трубок. Хло-
рирование воды осуществляется путем
периодического введения в нее в оп-
ределенных дозах свободного хлора
или хлорной извести. Биологическое
действие хлора на микроорганизмы
является хорошим средством борьбы
против органического обрастания кон-
денсаторных трубок, напорных и слив-
ных трубопроводов.
Чистка конденсаторных трубок от
накипи методом кислотной промывки
основывается на взаимодействии сла-
бых растворов соляной или серной
кислоты с накипью, в результате чего
труднорастворимые соли (в основном
СаС03) замещаются более легкораст-
воримыми солянокислыми или серно-
кислыми солями, которые вымываются
водой. Во избежание коррозии трубок
при кислотной промывке необходимо
в промывающий раствор вводить ка-
тализаторы-замедлители (ингибито-
ры), а также осуществлять контроль
режима промывки путем периодиче-
ского проведения анализа проб воды
в сливном патрубке конденсатора.
Резкое снижение содержания ионов
кальция и магния в сливной воде яв-
ляется сигналом к окончанию кислот-
ной промывки.
Физические методы в основном ис-
пользуются для очистки конденсато-
ров от органических обрастаний. Од-
ним из этих методов является перио-
дическая промывка конденсаторов по-
током горячей воды. Механизм дан-
ного метода состоит в том, что вода,
нагретая в конденсаторе до 40—50° С и
более, убивает микроорганизмы. Ор-
ганическая слизь смывается со стенок
трубок и выносится потоком воды.
Для борьбы с органическим обраста-
нием напорных трубопроводов цир-
куляционной системы целесообразно
периодически осуществлять промыв-
ку их обратным потоком воды, для
чего на трубопроводах циркуляцион-
ной воды необходимо установить до-
полнительные перемычки и задвиж-
ки.
Наиболее трудным является удале-
ние накипи со стенок трубок. Меха-
нические и химические методы очистки
от накипи не всегда приводят к желае-
мым результатам. Поэтому главное
внимание должно быть уделено прове-
дению профилактических мероприя-
тий по борьбе с отложением накипи
на поверхностях нагрева конденсато-
ров турбин и других охладительных
устройств.
Низкотемпературная накипь в ос-
новном (на 80—90%) состоит из кар-
боната кальция (СаС03). Отложение
солей на поверхности нагрева охла-
дительных устройств обусловливается
следующими факторами:
175

1) повышением концентрации со-
лей карбонатной жесткости вследствие
упаривания циркуляционной воды в
оборотных системах водоснабжения;
2) распадом содержащегося в ис-
ходной воде бикарбоната кальция
Са(НС03)2 в труднорастворимый СаС03
из-за нарушения бикарбонатного рав-
новесия (вследствие обеднения воды
свободной углекислотой при ее нагре-
вании);
3) понижением растворимости со-
лей временной жесткости с ростом
температуры циркуляционной воды.
Применяют следующие профилак-
тические мероприятия по борьбе с
низкотемпературным накипеобразова-
нием:
1) продувку циркуляционной си-
стемы;
2) умягчение воды известкова-
нием;
3) подкисление воды;
4) фосфатирование воды.
Кроме перечисленных, возможны и
некоторые другие методы противона-
кипной обработки охлаждающей воды,
например обработка дымовыми газа-
ми, магнитная обработка и катиониро-
вание.
Рассмотрим кратко физико-хими-
ческие основы и приемы некоторых
методов обработки циркуляционной
воды.
Продувка. С добавочной водой в си-
стему оборотного водоснабжения не-
прерывно вносятся соли временной
жесткости, концентрация которых в
циркуляционной воде постепенно по-
вышается, так как при выпаривании
воды соли из системы не выносятся.
Во избежание чрезмерного повышения
концентрации солей временной жест-
кости в циркуляционной воде во всех
системах оборотного водоснабжения
необходимо осуществлять периодиче-
скую или непрерывную продувку. Это
достигается путем периодического или
непрерывного переполнения сборного
бассейна градирни или брызгальной
установки, при котором избыток воды
через переливную воронку сбрасы-
вается в канализацию. Продувка водо-
хранилищ-охладителей осуществляет-
ся либо путем сброса части воды через
плотину (отводной канал), либо за
счет невозврата воды в водохрани-
лище-охладитель.
176
Продувка зависит как от качества
добавочной воды, так и от количества
испаряющейся воды и определяется по
следующей формуле (% расхода цир-
кулирующей воды):
где sfl06 — временная жесткость доба-
вочной воды, мг-экв/л; snpcjl = 4200 ч-
ч- 4500 — предельно допустимая вре-
менная жесткость воды в циркуляци-
онной системе, мг-экв/л; аисп — по-
теря воды на испарение, % расхода
циркулирующей воды, аисп = kAt, %;
At — зона охлаждения, °С; k — коэф-
фициент, зависящий от времени года.
Для зимы k = 0,06 -f- 0,08, для весны
и осени k = 0,12, для лета k = 0,16;
аун — капельный унос воды, % рас-
хода циркулирующей воды.
Для водохранилищ-охладителей
апр равно водосбросу плюс расход
воды из конденсаторов, не возвращае-
мый в водохранилище-охладитель.
Известкование. Этот метод, иногда
применяемый на тепловых электро-
станциях, имеет целью умягчение цир-
куляционной воды путем введения в
нее известкового молока Са(ОН)2. Вза-
имодействуя с Са(ОН)2, бикарбонаты
кальция и магния переходят в практи-
чески нераствор имыеСаСОз nMg(OH)2,
которые и удаляются из циркуляцион-
ной системы в виде шлама.
Подкисление. Обработка циркуля-
ционной воды подкислением основана
на нейтрализации бикарбонатной ще-
лочности свободным ионом водорода
при введении в воду растворов соля-
ной или серной кислоты. Благодаря
ионному обмену соли карбонатной
жесткости замещаются солями некар-
бонатной жесткости, обладающими бо-
лее высокой растворимостью. Обра-
зующаяся при этом свободная угле-
кислота содействует стабилизации ос-
тавшейся в циркуляционной воде кар-
бонатной жесткости.
Фосфатирование. Этот метод обра-
ботки циркуляционной воды основан
на активно-поверхностных свойствах
гексаметафосфатов или ортофосфатов
натрия, добавляемых в небольших ко-
личествах к циркуляционной воде.
Благодаря действию фосфатов удается
затормозить процесс кристаллизации
СаС03 на поверхностях нагрева и вы-

садить углекислый кальций в виде
шлама за пределами теплообменного
аппарата. Поэтому процесс обработки
циркуляционной воды фосфатирова-
нием необходимо сочетать с продув-
кой системы.
ГЛАВА ДЕСЯТАЯ
ТОПЛИВОСНАБЖЕНИЕ, ОЧИСТКА ДЫМОВЫХ ГАЗОВ,
ШЛАКОЗОЛОУДАЛЕНИЕ
10-1. ТОПЛИВОСНАБЖЕНИЕ
ПРИ ТВЕРДОМ ТОПЛИВЕ
В задачу топливного хозяйства
электростанции входит прием, хране-
ние и подготовка топлива (дробление,
подогрев, сушка и др.), а также по-
дача его к потребляющим агрегатам
(парогенераторам, газотурбинным ус-
тановкам и др.).
На промышленных предприятиях,
потребляющих значительное количе-
ство топлива непосредственно в основ-
ном производстве, некоторые элементы
топливного хозяйства (приемные уст-
ройства склада), как правило, выпол-
няются объединенными, что позволяет
снизить как первоначальные, так и
текущие затраты на переработку топ-
лива.
Вид топлива, сжигаемого на элект-
ростанции, зависит от типа основного
оборудования (паротурбинные, ГТУ,
парогазовые, ДВС), топливного ба-
ланса района расположения ТЭС, а
также санитарно-гигиенических тре-
бований. Выбор вида топлива для про-
мышленной ТЭС производится на ос-
новании технико-экономических рас-
четов с учетом требований к чистоте
воздушного бассейна городов и утвер-
ждается планирующими органами (для
крупных ТЭЦ — Госпланом СССР) и
Госсанинспекцией.
Топливно-транспортное хозяйство
промышленной электростанции, ра-
ботающей на твердом топливе, пред-
ставляет собой сложный и энергоем-
кий комплекс устройств, агрегатов и
вспомогательного оборудования.
Принципиальная схема топливного
хозяйства зависит от вида и свойств по-
ступающего топлива, способа его до-
ставки и сжигания, типа и мощности
электростанции, а также климатиче-
ских условий.
Доставка твердого топлива на эле-
ктростанции Советского Союза в ос-
новном осуществляется железнодо-
рожным транспортом и в отдельных
случаях — автомобильным. Водный
транспорт твердого топлива из-за су-
ровых климатических условий боль-
шей части территории Советского Сою-
за является сезонным и применяется
редко. В горных районах доставка
топлива на электростанции может осу-
ществляться с помощью подвесных
канатных дорог.
При доставке железнодорожным
транспортом твердое топливо посту-
пает на станцию в специальных ваго-
нах, оборудованных нижними люками
для выгрузки топлива. Прибывшие на
станцию вагоны должны быть разгру
жены в установленные сроки. Для
этой цели на электростанциях имеются
приемные разгрузочные устройства,
которые в СССР выполняются, как
правило, закрытого типа и включают
в себя приспособления для разгрузки
вагонов, приемные бункера или тран-
шеи и средства для дальнейшего пере-
мещения топлива в тракт топливопо-
дачи или на склад. Применяются сле-
дующие типы приемных разгрузочных
устройств:
1) со стационарными вагоноопро-
кидывателями;
2) с щелевыми бункерами или тран-
шеями;
3) безъемкостные разгрузочные
устройства.
При подаче топлива по железной
дороге для электростанции с расходом
топлива более 150 т/ч в качестве раз-
грузочного устройства, как правило,
применяются вагоноопрокидыватели.
При расходе топлива от 150 до 400 т/ч
устанавливается один вагоноопроки-
дыватель, от 400 т/ч и более — два
или три вагоноопрокидывателя, из
которых один — резервный.
Производительность вагоноопроки-
дывателей принимается равной 10 ци-
клам в час для вагонов грузоподъем-
ностью 90 и 125 т и 12 циклам в час для
вагонов грузоподъемностью 60 т.
177

На рис. 10-1 изображен попереч-
ный разрез приемного разгрузочного
устройства с роторными трехопорными
вагоноопрокидывателями, рассчитан-
ными на полувагон типа «гондола».
Для электростанций с расходом
топлива менее 150 т/ч, как правило,
применяются безъемкостные разгру-
зочные устройства.
При обеспеченном снабжении эле-
ктростанции сухим дробленым углем
доставка топлива на электростанцию
при соответствующем технико-эконо-
мическом обосновании должна осуще-
ствляться в саморазгружающихся ва-
гонах, оборудованных дистанционным
управлением открывания и закрыва-
ния люков. В этом случае вагоноопро-
кидыватели не устанавливаются.
На промышленных электростанци-
ях наибольшее распространение полу-
чили приемные разгрузочные устрой-
ства со щелевыми бункерами и тран-
шеями. Разрез приемного разгрузоч-
ного устройства со щелевым бункером
и с самоходными лопастными питате-
лями показан на рис. 10-2. Уголь из
вагона через нижние люки ссыпается
в щелевые бункера, из которых посту-
пает на разгрузочный стол. С послед-
него лопастными питателями уголь
сбрасывается на ленточные транспор-
теры и далее подается на склад или
в бункера парогенераторов.
В приемных устройствах с тран-
шеями уголь из нижних люков ваго-
нов ссыпается в траншеи, из которых
скреперами, тельферами или другими
механизмами перемещается в бункера,
расположенные в торце приемного
устройства, а затем поступает на тран-
спортеры, подающие его на склад или
к парогенераторам.
Вместимость бункеров или траншей
приемного устройства должна быть
не меньше вместимости железнодо-
Рис. 10-1. Приемное разгрузочное устройство с роторными трехпереходными вагоноопроки-
дывателями.
/ — вагоноопрокидыватель; 2 — ленточный питатель; 3 — дискозубчатая дробилка; 4 — вертикаль-
ный реечный шибер; 5 — штыревой затвор бункера.
178

рожного состава, установленного для
данной станции.
Длину приемного устройства вы-
бирают такой, чтобы в нем можно было
одновременно поставить на разгрузку
несколько вагонов. Соответственно
разгрузку состава ведут в несколько
«ставок». При этом вместимость бунке-
ров (траншей) на длине одного вагона
должна быть достаточной для приня-
тия угля из нескольких вагонов.
Если электростанция расположена
вблизи места добычи угля или на
предприятии имеется мощный объеди-
ненный склад топлива, приемное уст-
ройство часто целесообразно рассчи-
тывать на двух-трехсуточный расход
угля, что позволяет отказаться от при-
станционного склада топлива, уде-
шевить и упростить систему топливо-
снабжения.
Выгрузка топлива из вагонов яв-
ляется одной из трудоемких и ответ-
ственных операций, так как время
простоя вагонов под разгрузкой жест-
ко регламентируется Министерством
путей сообщения.
Особые трудности с разгрузкой ва-
гонов возникают в зимнее время при
поступлении на станцию смерзшегося,
сильно увлажненного или крупноку-
скового топлива. Если приемное раз-
грузочное устройство не оборудовано
вагоноопрокидывателями, разгрузка
топлива даже из саморазгружающихся
вагонов (гондола, хоппер) зачастую
не обходится без тяжелого ручного
труда (выбивание застрявшего в ваго-
не топлива, дробление непровалив-
шихся через решетку бункеров круп-
ных кусков угля и т. п.). Поэтому
в разгрузочных устройствах, включая
разгрузочные устройства с вагонооп-
рокидывателями, в случае поставки
на электростанцию крупнокускового
или смерзшегося в вагонах топлива
необходимо предусматривать соору-
жение размораживающих и других
устройств для механизации разгрузки
топлива.
Перемещение топлива от приемно-
разгрузочных устройств с вагоноопро-
кидывателями до первого узла пересып-
киюсуществляется ленточными конвей-
ерами, число которых равно числу ваго-
ноопрокидывателей, а производитель-
ность каждой нитки равна произво-
дительности вагоноопрокидывателя.
Рис. 10-2. Приемное разгрузочное устройство
с щелевым буккером.
/ — щелевой бункер; 2 — разгрузочный стол;
3 — ленточный конвейер; 4 — лопастный пита-
тель.
Подача топлива от первого узла
пересыпки до места деления потока
топлива на склад и в главный корпус
предусматривается двухниточными
конвейерами с производительностью
каждой нитки, равной производитель-
ности рабочих вагоноопрокидывате-
лей. При установке одного вагоно-
опрокидывателя производительность
каждого из указанных конвейеров
принимается равной 60% производи-
тельности вагоноопрокидывателя.
Подача топлива на склад осущест-
вляется по одной нитке с производи-
тельностью, равной производитель-
ности рабочих вагоноопрокидывате-
лей, а подача топлива в главный кор-
пус выполняется, как правило, двух-
ниточной, рассчитанной на трехсмен-
ную работу.
Часовая производительность ка-
ждой нитки топливоподачи должна
быть рассчитана на обеспечение топ-
ливом котельного отделения в коли-
честве, потребляемом всеми парогене-
раторами при полной проектной мощ-
ности электростанции, работающими
с номинальной паропроизводительно-
стью в течение 24 ч в сутки с запасом
10%. Во всех случаях должна быть
обеспечена возможность одновремен-
179

ной работы обеих ниток топливопо-
дачи.
Для транспорта топлива на элект-
ростанциях используют различного
типа конвейеры (ленточные, пластин-
чатые, скребковые), ковшовые элева-
торы, скиповые подъемники и др.
Наиболее распространенными благо-
даря своей надежности и экономично-
сти являются конвейеры с тканевыми
прорезиненными лентами (ленточные
транспортеры).
Рис. 10-3. Элемент конвейера с желобчатой
лентой.
/ — кронштейн; 2 — ролик; 3 — прорезиненная
лента; 4 — рама.
Рис. 10-4. Схема устройства ленточного транс-
портера.
/ __ прорезиненная лента; 2 — приводной бара-
бан; 3 — натяжной барабан; 4 — роликовая те-
лежка; 5 — блок; 6 — груз; 7 — опорные ролики
рабочей ветви ленты; 8 — опорные ролики хо-
лостой ветви ленты; 9 — направляющие ролики;
10 — загрузочный лоток; // — приемный рукав;
12 — передача; 13 — электродвигатель.
Рис. 10-5. Схема устройства молотковой дро-
билки.
1 — корпус; 2 — приемный патрубок; 3 — решет-
ка; 4 — ротор; 5 — вал; 6 — диск; 7 — стержень;
8 — молоток (било).
180
В системах топливоподачи, как
правило, применяются ленточные
транспортеры с желобчатой лентой
(рис. 10-3), производительность кото-
рых примерно в 2 раза больше, чем
транспортеров с плоской лентой при
той же ширине. Однако при желобча-
той ленте несколько сложнее конст-
рукция роликовых опор.
Расстояния между роликовыми
опорами на прямых участках рабочей
ветви транспортерной ленты прини-
маются в пределах 1,5—1,2 м. На
участках с изгибом выпуклостью вверх
расстояния между роликами умень-
шаются, а на холостой ветви соответ-
ственно увеличиваются в 2 раза.
Ленточные транспортеры работают
почти бесшумно, имеют при умерен-
ных расходах топлива меньшую удель-
ную начальную стоимость по сравне-
нию с конвейерами других видов. Вы-
грузка топлива производится с лен-
точного транспортера в любом месте
пересыпки (дробилка, бункер, склад
и т. п.) при помощи стационарного
плужкового сбрасывателя или перед-
вижной сбрасывающей тележки.
Угол наклона ленточных конвейе-
ров для вновь сооружаемых электро-
станций принимается не более 18°
для всех видов твердого топлива. В ме-
стах загрузки крупнокускового топ-
лива угол наклона должен быть 12° и
во всяком случае не более 15°.
На рис. 10-4 показана схема уст-
ройства ленточного транспортера.
Ленточные конвейеры, как прави-
ло, устанавливаются в закрытых гале-
реях и эстакадах. Высота галереи
(эстакады) в свету принимается 2,2 м.
Ширина галереи и эстакады выби-
рается исходя из необходимости уст-
ройства среднего прохода между кон-
вейерами 1000 мм и боковых проходов
вдоль конвейеров 700 мм. При распо-
ложении колонн между конвейерами
проход с одной стороны колонны дол-
жен быть 700 мм. Допускаются мест-
ные сужения боковых проходов до
600 мм. Приведенные размеры ука-
заны до выступающих частей строи-
тельных конструкций и оборудования.
Для обслуживания и наблюдения
за работой оборудования через ка-
ждые 100 м необходимо предусматри-
вать переходные мостики через кон-
вейеры.

Рис. 10-6. Двухблочное дробильное устройство с молотковыми дробилками СМ-170А.
/ — ленточный конвейер; 2 — подвесной электромагнитный сепаратор; 3 — узел пересыпки; 4 — гро-
хот; 5 — дробилка; 6 — рукав.
На тракте топливоподачи от узла
пересыпки до бункеров парогенерато-
ров твердое топливо (за исключением
торфа и антрацитового штыба) под-
вергается тонкому дроблению в уста-
новках, состоящих из грохотов, собст-
венно дробилки, подводящих и отво-
дящих рукавов. Грохоты устанавли-
ваются перед дробилкой. Они выпол-
няются в виде неподвижных наклон-
ных колосниковых решеток, по кото-
рым ссыпается топливо, или самовст-
ряхивающихся (вибрационных) реше-
ток. Их назначение состоит в отсеива-
нии мелкой фракции топлива от более
крупных кусков. Провалившееся че-
рез решетку грохотов топливо, минуя
дробилку, поступает в тракт топливо-
подачи.
Производительность всех установ-
ленных дробилок тонкого помола
должна быть не менее производитель-
ности двух ниток топливоподачи к
бункерам котельного отделения.
Применяют следующие типы дро-
билок: щековые, конусные, валковые,
молотковые, стержневые. Наиболее
распространенными типами дробилок
на тепловых электростанциях являют-
ся молотковые и валковые (при сухих
топливах).
Дробление топлива в молотковых
дробилках происходит ударами по
топливу молотков, шарнирно укреп-
ленных на вращающемся роторе
(рис. 10-5).
Наиболее характерными неполад-
ками в работе дробилок и грохотов
является забивание (замазывание) их
решеток, для чистки которых прихо-
дится выключать из работы дробиль-
ную установку. В связи с этим на
станции предусматриваются двухблоч-
ные (рис. 10-6), а иногда и четырех-
блочные дробильные установки.
Операции по чистке дробильных
установок, выполняемые главным об-
разом вручную, весьма трудоемки. Ос-
новными средствами борьбы с замазы-
ванием решеток являются подсушка
топлива, применение самоочищаю-
щихся и вибрационных грохотов и т. п.
В последнее время отечественными
заводами налажен выпуск незабива-
ющихся дробилок.
Для извлечения из топлива слу-
чайно попавших металлических пред-
метов на тракте топливоподачи преду-
Ш

сматривается установка магнитных се-
параторов. Как правило, они уста-
навливаются перед дробилками во из-
бежание поломок или повреждений
последних. При среднеходных и быст-
роходных мельницах магнитные сепа-
раторы устанавливаются также и по-
сле дробилок. За дробилками устанав-
ливаются механические пробоотбор-
ники, а также уловители щепы.
Различают следующие типы маг-
нитных сепараторов: подвесные элект-
ромагниты (рис. 10-7, а), электромаг-
нитные шкивы (рис. 10-7, б), электро-
Рис. 10-7. Типы электромагнитных сепара-
торов.
а — подвесной электромагнит; б — электромаг-
нитный шкив; в — электромагнитный барабан;
/ — конвейерная лента; 2 — приводной барабан;
3 — электромагнитный барабан; 4 — кольцевой
полюс; 5 — секторный полюс; 6 — шунт магнит-
ный; 7 — отбойная планка; 8 — направляющая
стенка.
182
магнитные барабаны (рис. 10-7, в).
Любой из перечисленных типов маг-
нитных сепараторов способен извле-
кать из топлива лишь ферромагнитные
металлы. Электромагниты питаются
постоянным током напряжением
110/220 В. Недостатком подвесных се-
параторов является то, что они извле-
кают металлические предметы в ос-
новном из верхнего слоя топлива,
движущегося на конвейерной ленте.
Кроме того, их необходимо время от
времени отводить в сторону для вы-
грузки накопившегося на них металла.
В этот момент металл может попасть
в дробильную установку. Для исклю-
чения этой возможности наряду с под-
весными магнитными сепараторами по-
следовательно устанавливаются шкив-
ные электромагниты. Шкивные элект-
ромагнитные сепараторы, являющиеся
одновременно приводным барабаном
конвейера, в противоположность под-
весным электромагнитам извлекают
металлические предметы, в основном
находящиеся вблизи ленты. При от-
сутствии шкивных допускается уста-
новка барабанных электромагнитных
сепараторов.
После дробления топливо по пути
к бункерам парогенераторов взвеши-
вается на автоматических конвейер-
ных весах. Принцип их работы заклю-
чается в периодическом или непрерыв-
ном взвешивании топлива непосредст-
венно на движущейся конвейерной
ленте. Наибольшее распространение
на электростанциях получили кон-
вейерные весы непрерывного действия
марки ЛТ и их модернизированный
тип ЛТМ. С помощью этих весов оп-
ределяется суммарный расход топ-
лива, прошедшего через их грузовую
платформу.
Общее представление о взаимном
расположении элементов системы топ-
ливоподачи электростанции дает схема
(рис. 10-8).
Режим работы топливоподачи в ос-
новном определяется вместимостью
бункеров сырого угля котельного от-
деления, которая выбирается после
технико-экономических расчетов с уче-
том конкретных условий данной эле-
ктростанции. Согласно «Нормам тех-
нологического проектирования» по-
лезная вместимость бункеров сырого
топлива принимается из расчетов не

Рис. 10-8. Принципиальная схема топлияоподачи.
/ — вагон; 2 — бункер; 3 — узел пересыпки; 4 — транспортер; 5 — магнитный сепаратор; 6 —
дробилка; 7 — автоматические весы; 8 — сбрасывающая тележка; 9 — бункер парогенератора.
менее 8-часового запаса для камен-
ных углей и антрацитового шты-
ба (АШ), для бурых углей и сланцев —
5-часового запаса; для торфа — 3-ча-
сового запаса.
При работе электростанции на
твердом топливе особое значение при-
обретают надежность и согласован-
ность работы всех звеньев топливопо-
дающей системы. Это достигается ре-
зервированием основного оборудова-
ния, автоматизацией основных про-
цессов топливоподачи, организацией
дистанционного (центрального) упра-
вления узлов топливоподачи и надеж-
ной системой блокировки, контроля
и сигнализации.
Система автоматической блокиров-
ки, контроля и автоматики топливо-
подачи должна исключать возмож-
ность неправильного пуска механиз-
мов и образования завалов топлива
в узлах пересыпки в случае аварийной
остановки какого-либо механизма в
системе топливоподачи. Помещения и
устройства топливоподачи выполня-
ются с соблюдением правил взрыво-
пожаробезопасности.
Хранение твердого топлива. В свя-
зи с нерегламентированной по вре-
мени доставкой топлива, а также из-за
возможности длительных перерывов
в его доставке на электростанциях или
на объединенных заводских складах
создаются запасы топлива.
По назначению склады топлива
подразделяются на расходные (буфер-
ные) и резервные. Расходные склады
предназначаются для сглаживания не-
равномерности поступления топлива
на площадку станции, а резервные —
для создания значительных запасов
топлива на случай длительных пере-
рывов в его доставке с мест добычи.
Вместимость расходных и резерв-
ных складов угля, сланца и торфа
устанавливается «Нормами техноло-
гического проектирования тепловых
электростанций» с учетом конкретных
особенностей работы электростанций
(назначения станции, вида топлива,
способа его доставки и др.)- Так, для
угля вместимость буферного штабеля
должна быть не менее чем на два-три
железнодорожных маршрута. Вмести-
мость резервного склада угля прини-
мается на месячный расход исходя из
24-часовой работы всех рабочих паро-
генераторов электростанции.
Для электростанций, располагае-
мых вблизи угольных разрезов или
крупных шахт (90—100 км), вмести-
мость склада принимается, как пра-
вило, из расчета возможности хране-
ния двухнедельного запаса топлива.
Резервный запас торфа должен
обеспечить две недели работы ТЭС.
Допускается размещение резервного
запаса торфа на близлежащем торфо-
предприятии, удаленном от электро-
станции не более чем на 30 км и свя-
занном с нею железной дорогой без
выхода на пути МПС. В этом случае
вблизи электростанции сооружается
расходный склад торфа вместимостью
на запас топлива на нем не более
60 000 т (5 сут работы ТЭС).
Топливо на складах обычно хра-
нится на открытом воздухе в штабе-
лях, каждый вид топлива — в отдель-
ном штабеле. Размеры штабелей угля
и сланца по высоте и в плане не огра-
ничиваются. Для торфа из-за склон-
ности его к самовозгоранию размеры и
форма штабелей определяются особы-
ми нормами.
Устройство закрытых складов до-
пускается для электростанций, рас-
183

положенных в больших городах в ус-
ловиях стесненной территории, а так-
же при специальном обосновании в от-
даленных северных районах.
Топливные склады должны отве-
чать следующим основным требова-
ниям:
1) полная механизация погрузоч-
но-разгрузочных работ;
2) высокая степень надежности и
постоянная готовность механизмов к
работе в любое время суток;
3) часовая производительность ос-
новных механизмов (без резерва) по
выдаче топлива со склада в приемные
бункера котельной должна соответст-
вовать 100%-ной часовой потребности
котельной в топливе;
4) хранение топлива на складах
должно быть организовано в соответ-
ствии с требованиями пожарной ох-
раны, техники безопасности и сани-
тарных норм;
5) потери топлива при складском
хранении за счет окисляемости, изме-
нения структурного состава, выветри-
вания, раструски и т. п. должны быть
минимальными.
Средствами механизации топлив-
ных складов служат роторные по-
грузчики, штабелеукладчики, стрело-
вые и мостовые грейферные краны,
бульдозеры, ленточные конвейеры
и пр.
Выбор схемы механизации уголь-
ных складов в каждом конкретном
случае определяется технико-эконо-
мическим обоснованием с > четом кли-
матических условий района располо-
жения электростанции, расхода и ка-
чества топлива.
Применение грейферных мостовых
кранов-перегружателей допускается
только для расширяемых электростан-
ций, оборудованных такими кранами.
Склады торфа оборудуются стреловы-
ми грейферными кранами на гусенич-
ном ходу или погрузочными машинами
непрерывного действия.
10-2. ТОПЛИВОСНАБЖЕНИЕ
ПРИ ЖИДКОМ И ГАЗООБРАЗНОМ
ТОПЛИВЕ
На тепловых электростанциях, ра-
ботающих на мазуте, а также на элек-
тростанциях, для которых основным
топливом является газ, а мазут — ре-
зервным или аварийным, создается ос-
новное мазутное хозяйство.
Расчетный суточный расход ма-
зута определяется исходя из 20-часо-
вой работы всех установленных энер-
гетических котлов при их номиналь-
ной производительности и 24-часовой
работы водогрейных котлов для по-
крытия тепловых нагрузок при сред-
ней температуре самого холодного ме-
сяца.
Согласно «Нормам технологиче-
ского проектирования тепловых элек-
тростанций и тепловых сетей» в ка-
честве топлива для пиковых котлов
принимается мазут независимо от вида
топлива, принятого для основных кот-
лоагрегатов ТЭЦ.
Для всех электростанций с камер-
ным сжиганием твердого топлива дол-
жно создаваться растопочное мазут-
ное хозяйство.
Мазутное хозяйство включает в
себя систему мазутопроводов, паро- и
конденсатопроводов, насосные стан-
ции, приемно-разгрузочные устрой-
ства, емкости для слива и хранения
мазута, очистные сооружения и т. д.
Состав мазутохозяйства определяется
конкретными условиями работы эле-
ктростанции и в первую очередь за-
висит от способа доставки мазута на
электростанцию.
Если промышленная электростан-
ция расположена вблизи нефтепере-
рабатывающих заводов, то доставка
мазута осуществляется трубопровод-
ным транспортом. При этом практи-
чески исключаются потери топлива
при транспорте и значительно сни-
жается потребность в мазутохранили-
щах. При подаче мазута от нефтепере-
рабатывающего завода, как правило,
сооружается один трубопровод. В от-
дельных случаях допускается подача
мазута по двум трубопроводам с про-
пускной способностью каждого из
них, равной 50% требуемого расхода
топлива всеми рабочими котлами при
их номинальной паропроизводитель-
ности.
При доставке мазута в железнодо-
рожных цистернах на электростан-
циях предусматриваются специально
оборудованные разгрузочные и при-
емные устройства. Длина фронта раз-
грузки основного мазутохозяйства
принимается не менее 1/3 длины марш-
184

рута, а для растопочного мазутохо-
зяйства — 50—100 м.
Мазут, являющийся отходом пере-
работки нефти, обладает высокой вяз-
костью. Поэтому слив его из цистерны,
особенно в зимних условиях, предста-
вляет собой длительную и трудоемкую
операцию. Для разогрева и слива ма-
зута из цистерн могут применяться
как закрытые сливные устройства —
тепляки, так и сливные эстакады с ра-
зогревом мазута открытым паром.
В последнем случае по всей длине
фронта разгрузки на эстакадах мон-
тируется паровой коллектор с отво-
дами к каждой цистерне. Требуемая
температура разогрева в зависимости
от марки мазута составляет:
Марка мазута 20 40 60 80 100
Температура разогрева,
°С 40 55 65 70 75
Длительность слива мазута из мар-
шрутных составов по нормам соста-
вляет в среднем 6—9 ч на одну «ставку»
(включая время на разогрев).
Из цистерны мазут сливается через
нижний сливной прибор в самотечный
желоб, расположенный между рель-
сами или сбоку от железнодорожной
сливной эстакады. В последнем слу-
чае для отвода мазута в желоб при-
меняются сливные лотки. На рис. 10-9
показано сливное устройство с меж-
рельсовым желобом.
Смешивающий паровой разогрев
мазута приводит к сильному'его обвод-
нению, и в системе мазутного хозяй-
ства приходится предусматривать уст-
ройства для обезвоживания мазута
перед его сжиганием. В некоторых
случаях разогрев мазута может осу-
ществляться паровыми змеевиками,
погружаемыми в цистерну через верх-
ний люк.
Разработаны и внедряются различ-
ные способы разогрева мазута без его
обводнения при помощи электроподо-
гревателей, специальных тепляков с
использованием горячего воздуха и
инфракрасного излучения, барботи-
рования горячего воздуха или газа,
индукционного разогрева и использо-
вания специальных цистерн с наруж-
ной паровой рубашкой. Применение
цистерн с паровой рубашкой сокра-
щает длительность слива мазута более
чем в 2 раза при полном исключении
Рис. 10-9. Сливное устройство с межрельсо-
вым желобом.
/ — железнодорожная цистерна; 2 — паровая ру-
башка; 3 — сливной прибор; 4 — сливной желоб;
5 — трубчатый подогреватель; 6 — металличе-
ские крышки желоба; 7 — паровой шланг; 8 —
паропровод; 9 — запорный вентиль; 10 — пово-
ротная колонка для присоединения парового
шланга; // — эстакада; 12 — перекидной мостик.
его обводнения и значительном умень-
шении расхода пара.
Из мазутохранилища мазут посту-
пает в приемные колодцы, откуда
с помощью насосов (большей частью
поршневых) подается в котельную по
двум мазутопроводам, рассчитанным
каждый на 75% номинальной произво-
дительности. Как правило, прокладка
всех мазутопроводов выполняется на-
земной в общей изоляции с паровыми
и другими обогревательными спутни-
ками.
Во избежание образования пробок
в мазутопроводах мазут во всех зве-
ньях мазутного хозяйства постоянно
находится в разогретом состоянии.
Это достигается подогревом мазута в
мазутохранилищах и мазутопроводах
паровыми поверхностными подогрева-
телями и рециркуляцией его в трубо-
проводах по замкнутому контуру.
Для разогрева мазута в подогревате-
лях, в резервуарах мазутного склада
и приемной емкости, в сливных кана-
185

Таблица 10-1
Назначение мазутного хозяйства
Основное для электростанций, работающих
на мазуте при его доставке по железной
дороге
Основное для электростанций, работающих
на мазуте при подаче его по трубопроводам
Резервное для электростанций, работаю-
щих на газе
Аварийное для электростанций, работаю-
щих на газе
Для пиковых-водогрейных котлов
лах и цистернах используется пар дав-
лением 0,8—1,3 МПа с температурой
200—250° С.
Подача пара на мазутное хозяйство
производится по двум магистралям,
рассчитанным каждая на пропуск 75%
расчетного расхода пара. Конденсат
пара должен использоваться в цикле
электростанции. Устанавливается не
менее двух конденсатных насосов, из
которых один — резервный.
Мазут перед сжиганием должен
быть обезвожен. Обезвоживание ма-
зута достигается либо за счет дли-
тельного отстоя его в отстойниках
(10—12 ч), либо механическим спосо-
бом — сепарацией.
Мазутонасосные станции, разме-
щаемые обычно вблизи основных ре-
зервуаров в закрытых помещениях,
выполняются наземными, заглублен-
ными или подземными (в зависимости
от заглубленности основных резервуа-
ров). В них устанавливаются насосы
основного мазутного хозяйства, а так-
же насосы циркуляционного разогрева
мазута. Количество мазутных насосов
в каждой ступени основного мазут-
ного хозяйства должно быть не менее
трех, из которых один резервный.
В связи с токсичными и пожаро-
и взрывоопасными свойствами нефте-
продуктов помещение насосной обору-
дуется приточно-вытяжной вентиля-
цией, а осветительные устройства и
электродвигатели к насосам выпол-
няются с соблюдением требований по
взрывобезопасности. Дистанционное
аварийное выключение мазутных на-
сосов должно производиться со щита,
расположенного в главном корпусе.
Необходимая вместимость резервуаров •
На 15-суточный расход
На 15-суточный расход
На 10-суточный расход исходя из полной
мощности электростанции
На 5-суточный расход исходя из полной
мощности электростанции
На 10-суточный расход при нагрузке кот-
лов, подсчитанной по средней температуре
самого холодного месяца
Для отвода разлившегося на пол ма-
зута в насосной устраиваются закры-
тые приямки.
Принципиальная схема мазутного
хозяйства тепловой электростанции
представлена на рис. 10-10.
Хранение мазута. Необходимый
запас мазута на электростанции на
случай перебоев в его доставке со-
гласно действующим нормам приведен
в табл. 10-1.
Общее количество резервуаров
должно быть не менее двух, так как
слив мазута из прибывших на станцию
топливных маршрутов в емкости, из
которых ведется расход мазута, не
допускается.
При необходимости хранения ма-
зута в больших количествах дополни-
тельные емкости создаются вне терри-
тории электростанции с соблюдением
необходимых мер пожаробезопасности
(ограждение территории хранилища,
создание сплошных земляных валов
или огнестойких стенок вокруг ре-
зервуаров для предотвращения раз-
лива мазута по территории, обеспече-
ние хранилищ средствами пожароту-
шения и т. п.).
На электростанциях с камерным
сжиганием твердого топлива общая
вместимость резервуаров растопочного
мазута в зависимости от суммарной
паропроизводительности парогенера-
торов принимается от 3000 до 6000 м3.
Склад растопочного мазута можно вы-
полнять совмещенным со складом мас-
ла и горюче-смазочных материалов.
Для подачи растопочного мазута
в котельное отделение сооружается
один трубопровод. Число насосов при-
186

Рис. 10-10. Принципиальная схема мазутного хозяйства тепловой электростанции.
/ — электронасос; 2 — паровой насос; 3 — ручной насос; 4 — мазутоподогреватель; 5 — грубый
фильтр; 6 — тонкий фильтр; 7 — мазутохранилище; 8 — эстакада мазутослива; 9 — воздушная ко-
лонка; 10 — мазутный приямок; // — конденсатный колодец; 12 — редукционный клапан; 13 — кон-
денсатоотводчик.
нимается равным двум, из которых
один является резервным.
Резервуары для хранения мазута
выполняются обычно железобетонны-
ми цилиндрическими наземными, по-
луподземными и подземными. Дно и
стенки резервуара не должны допу-
скать просачивания мазута. Для за-
щиты резервуаров от воздействия
грунтовых вод и атмосферных осадков
наружная поверхность их покрывается
гидроизоляцией. Резервуары обору-
дуются устройствами и приспособле-
ниями для разогрева мазута, измере-
ния его уровня, слива отстоявшейся
воды и удаления твердых осадков
(шлама), проведения ремонтных ра-
бот и т. д.
187

Рис. 10-11. Принципиальная схема главных
газопроводов электростанции.
/ — магистральный газопровод; 2 — главная за-
движка; 3 — газовый фильтр; 4 — быстродей-
ствующий клапан; 5 — регулятор давления; 6 —
измерительная шайба; 7 — горелка; 8 — продув-
ка газопровода; 9 — клапан системы авторегули-
рования.
При работе электростанции на при-
родном газе топливоснабжение полу-
чается наиболее простым. На рис. 10-11
показана схема главных газопроводов
электростанции. Газовое хозяйство
электростанции включает в себя си-
стему газопроводов, прокладываемых
обычно на эстакадах, и газорасшири-
тельные станции.
Газорасширительные (газорегуля-
торные) станции предназначаются для
снижения давления газа от давления
в магистральном газопроводе до дав-
ления его в газопроводах котельного
цеха до 6000—8000 Па (примерно
600—800 мм вод. ст.). Газорасшири-
тельные станции размещаются в за-
крытых помещениях и оборудуются
в соответствии с требованиями обеспе-
чения взрывобезопасности.
На некоторых промышленных элек-
тростанциях, работающих на газе и
не допускающих перерыва в работе,
в качестве резервного топлива преду-
сматривается мазут. В этом случае
топливное хозяйство электростанции
существенно усложняется и приобре-
тает все характерные особенности,
присущие электростанциям, работаю-
щим на жидком топливе.
На электростанциях металлурги-
ческих заводов в качестве дополни-
тельного топлива используется домен-
ный и коксовый газ.
188
10-3. ОЧИСТКА ДЫМОВЫХ ГАЗОВ
Содержащиеся в дымовых газах ле-
тучая зола, мельчайшие частицы не-
сгоревшего топлива, окислы азота,
сернистые газы и пр. оказывают вред-
ное влияние на окружающую среду,
наносят ущерб промышленным и жи-
лым объектам. Под действием золы и
частиц несгоревшего топлива истира-
ются хвостовые поверхности парогене-
раторов, газоходы и дымососы. Увели-
чение концентрации сернистых газов
в воздухе в сочетании с атмосферными
осадками ускоряет процесс коррозии
металлических конструкций промыш-
ленных сооружений и жилых зданий.
В связи с этим борьба за чистоту
воздушного бассейна и улучшение са-
нитарно-гигиенических условий про-
мышленных городов и рабочих посел-
ков является весьма актуальной на-
роднохозяйственной задачей. Основ-
ными мероприятиями в этом напра-
влении являются:
1) глубокая очистка дымовых га-
зов от золы, сернистых соединений и
окислов азота;
2) предварительная переработка
топлива перед сжиганием с целью из-
влечения из него сернистых соедине-
ний;
3) рациональное ведение топочного
процесса в парогенераторах для по-
давления образования окислов азота
в процессе горения топлива;
4) устройство высоких дымовых
труб в соответствии с «Санитарными
нормами проектирования промышлен-
ных предприятий» для отвода и рас-
сеяния дымовых газов на значитель-
ное расстояние от промышленного
объекта и населенных пунктов;
5) создание санитарно-защитных
зон между электростанцией и жилым
массивом, определяемых также Сани-
тарными нормами.
Наиболее кардинальным решением
защиты воздушного бассейна от вред-
ных газообразных выбросов являются
мероприятия, отмеченные в пп. 1 и 2.
Однако следует отметить, что эффек-
тивное и экономически приемлемое ре-
шение этих вопросов (в промышленном
масштабе) пока еще сопряжено с боль-
шими трудностями.
Классификация золоуловителей, об-
ласть применения и требования,

предъявляемые к ним. Для очистки
дымовых газов от твердых частиц при-
меняются следующие типы золоуло-
вителей:
1. Механические (сухие), в кото-
рых частицы золы отделяются от газа
под действием центробежных или инер-
ционных сил и сил тяжести.
2. Мокрые, в которых частицы
золы удаляются из газа путем про-
мывки или орошения его водой и оса-
ждения частиц золы на смачиваемых
поверхностях или водяной пленке.
3. Электрофильтры (электростати-
ческие), в которых улавливание ча-
стиц осуществляется путем осаждения
их на электродах.
4. Комбинированные, представляю-
щие собой сочетание различных аппа-
ратов, работающих последовательно.
Выбор типа золоуловителя опре-
деляется рядом факторов, а именно:
1) дисперсным составом и физиче-
скими свойствами золы, которые в
свою очередь зависят от способа сжи-
гания топлива;
2) количеством улавливаемой золы;
3) степенью очистки (коэффициен-
том очистки) золоуловителя;
4) предельно допустимыми сани-
тарными нормами концентрации золы
у поверхности земли;
5) технико-экономическими сооб-
ражениями (минимальными затратами
материалов, электроэнергии и воды)
и некоторыми другими факторами.
Показателем эффективности рабо-
ты золоуловителя является его к. п. д.
(коэффициент очистки газов). Разли-
чают полный и фракционный к. п. д.
Под полным к. п. д. понимают отно-
шение массового расхода уловленной
в золоуловителе золы к массовому ее
расходу на входе в золоуловитель, %:
Фракционный к. п. д. золоулови-
теля представляет собой отношение
расхода золы определенной фракции
(определенных размеров частиц), уло-
вленной в золоуловителе, к расходу
золы той же фракции, поступившей
в золоуловитель, т. е.
где Ryjl — доля золы данной фракции
по отношению ко всему количеству
золы, уловленной в золоуловителе, %;
Rbx — Д°ля золы той же фракции по
отношению ко всему количеству золы
на входе в золоуловитель, %.
Полный и фракционный к. п. д.
золоуловителя определяются экспе-
риментально. Формула (10-2) уста-
навливает связь между полным и
фракционным к. п. д. На основании
этой зависимости может быть найден
полный к. п. д. золоуловителя при из-
менении фракционного состава золы
в уносе. По известному расходу золы
на входе в золоуловитель и его к. п. д.
можно определить количество золы,
уходящей в дымовую трубу.
Расход летучих частиц, кг/ч, по-
ступающих в золоуловитель, зависит
от расхода, вида и способа сжигания
топлива и определяется из выражения
где В — расход сжигаемого топлива,
кг/ч; аун — доля золы и недожога
в уносе, %; Лр — зольность топлива
на рабочую массу, %; ^ — потеря
теплоты с механическим недожогом,
%; QS — низшая теплота сгорания
топлива, МДж/кг; 32,7 — теплота
сгорания недожога (углерода топлива),
МДж/кг.
Величина аун в зависимости от
способа сжигания топлива характери-
зуется данными табл. 10-2.
Количество сернистого газа в ды-
мовых газах, кг/ч, на входе в золо-
Таблица 10-2
Способ сжиган ия топлива
Пылеугольные топки с сухим
Шахтно-мельничные топки:
при сжигании угля ....
при сжигании сланцев . .
Пылеугольные топки с жидким
шлакоудалением:
Топки с цепными решетками:
при сжигании бурых и ка-
при сжигании антрацитов
V
0,9
0,85
0,7
0,6—0,7
0,4—0,5
0,2
0,25—0,3
189

уловитель определяется по формуле
Glxo2-0,02B5P, (10-4)
где В — расход рабочего топлива,
сжигаемого под котлом, кг/ч; 5р —
процентное содержание серы (органи-
ческой и колчеданной) в рабочей массе
топлива.
В процессе очистки дымовых газов
от золы происходит снижение кон-
центрации сернистого газа в уносе в
результате взаимодействия его с золой
(в сухих золоуловителях) или раство-
рения его в воде (в мокрых золоулови-
телях). Коэффициент улавливания
сернистых газов (коэффициент очистки
дымовых газов от S02) представляет
собой отношение количества уловлен-
ного S02 к количеству его, содержа-
щемуся в дымовых газах при входе
в золоуловитель, т. е.
Для сухих золоуловителей коэф-
фициент очистки дымовых газов от
S02, %, может быть подсчитан по
формуле
T]so2=12,5.10-McZZ(, (10-6)
где Ас — зольность топлива на сухую
массу, %; Щ — щелочность золы,
мг-экв/кг.
Для мокрых золоуловителей r\so2
может быть приближенно оценено сле-
дующей зависимостью, %:
где УгХ — объем газов на входе в зо-
лоуловитель при нормальных усло-
виях, м3/кг; Р — растворимость 02
в чистой воде, мг-экв/кг; Ж — жест-
кость воды, мг-экв/кг; Щ — щелоч-
ность золы, мг-экв/кг; Ар — содержа-
ние золы на рабочую массу топлива,
%; q — удельный расход орошающей
воды на кубометр газов в нормальных
условиях, кг/м3; 5р — содержание се-
ры (органической и колчеданной) на
рабочую массу топлива, %.
При больших расходах сернистого
топлива на электростанции абсолют-
ные расходы сернистых газов все же
могут оказаться настолько значитель-
но
ными, что для обеспечения санитарных
норм концентрации S02 и S03 в воз-
духе у поверхности земли потребуется
сооружение специальных устройств
для улавливания сернистых соедине-
ний.
Механические (сухие) золоуловите-
ли. К числу механических золоулови-
телей относятся циклоны и жалюзий-
ные золоуловители.
Принцип работы циклонных золо-
уловителей основан на использовании
центробежных сил. Газы с содержащи-
мися в них частицами золы подводятся
к циклону тангенциально (рис. 10-12).
Благодаря вращательному движению
газового потока частицы золы прижи-
маются к стенкам циклона, теряют
кинетическую энергию и под действием
собственного веса стекают по стенкам
в золовой бункер. Очищенные газы
покидают циклон через выхлопную
тРУбу, расположенную в центре ци-
клона. Основываясь на физической
сущности работы циклонов, нетрудно
установить, что эффективность его ра-
боты тем выше, чем крупнее частицы
золы, чем больше скорости газов во
входном патрубке и чем меньше диа-
метр циклона. При большом содержа-
нии крупных частиц золы в дымовых
газах (например, при слоевом сжига-
нии топлива) к. п. д. циклонного зо-
лоуловителя может достигать 90%.
Наиболее распространенными ти-
пами циклонов в системе газоочистки
являются циклоны НИИОГАЗ и ци-
клоны ЦКТИ (рис. 10-13). Достоинст-
вами циклонов являются их невысокая
стоимость и простота конструкции.
Они могут быть использованы либо
как самостоятельные золоулавливаю-
щие аппараты, работающие одиночно
или в блоках, либо в качестве первой
ступени очистки газов в комбиниро-
ванных установках. К недостаткам ци-
клонов следует отнести их сравни-
тельно высокое гидравлическое сопро-
тивление по газу (~50—80 мм вод. ст.),
большие габариты по высоте (4—5 м),
а также снижение к. п. д. при пони-
женных (против расчетного) скоро-
стях газа.
Разновидностью золоулавливаю-
щих устройств циклонного типа яв-
ляются батарейные циклоны. Бата-
рейные циклоны (мультициклоны)
представляют собой аппарат

Рис. 10-12. Схема действия циклона.
/ — цилиндрический корпус циклона; 2 — вход-
ной патрубок; 3 — крышка; 4 — отводящая тру-
ба; 5 — конус; 6 — пылеотводящий патрубок.
а — циклоны НИИОГАЗ; б — циклоны ЦКТИ.
Рис. 10-14. Батарейный циклон.
191

(рис. 10-14), в котором улавливание
золы осуществляется в большом коли-
честве маленьких циклонов (диаметр
цилиндрической части 40—250 мм),
включенных по газу параллельно. За-
крутка газового потока осуществляет-
ся направляющим аппаратом типа
«Винт» (рис. 10-15, а) или типа «Ро-
зетка» (рис. 10-15, б). Число циклон-
ных элементов в батарейном циклоне
зависит от расхода газа и при боль-
ших парогенераторах может достигать
нескольких сотен. Коэффициент по-
лезного действия батарейных цикло-
нов, так же как и обычных, зависит от
фракционного состава золы в дымо-
вых газах, рода топлива, геометриче-
ских размеров циклонов и скорости
газов. Учитывая, что с понижением
расхода газов к. п. д. батарейных ци-
клонов снижается, последние уста-
навливаются секциями (как правило,
по 2—4 на парогенератор) с тем, чтобы
по мере снижения нагрузки парогене-
ратора иметь возможность выключать
секции батарейного циклона из работы
и тем самым обеспечивать оптималь-
ные скорости газов в циклонных эле-
ментах. Батарейные циклоны исполь-
зуются для очистки дымовых газов
как самостоятельно, так и в качестве
Рис. 10-15. Элементы батарейных циклонов.
а — с направляющим аппаратом типа «Винт»;
б —■ с направляющим аппаратом типа «Розетка».
192
первой ступени очистки в комбиниро-
ванных золоуловителях. Располагают-
ся батарейные циклоны обычно в ды-
мососных помещениях или на откры-
том воздухе, но во всех случаях перед
дымососами. Коэффициент полезного
действия батарейных циклонов при
пылеугольных топках обычно соста-
вляет около 70—80%.
Жалюзийные золоуловители. Это
наиболее простые устройства для ме-
ханического улавливания крупных ча-
стиц золы из дымовых газов. Жалю-
зийный золоуловитель представляет
собой наклонную или конусную ре-
шетку, состоящую из пластин или
уголков (жалюзи) и установленную
на пути движения газов (рис. 10-16).
Действие жалюзийных золоуловите-
лей основано на использовании инер-
ционных сил. На рис. 10-17 изобра-
жена схема жалюзийного золоулови-
теля с эжектором.
Жалюзийные золоуловители иног-
да устанавливают непосредственно в
газоходе парогенератора перед хвосто-
выми поверхностями нагрева для за-
щиты от эрозии (золового износа) эко-
номайзеров и воздухоподогревателей.
При этом они работают в зоне высоких
температур и их выполняют из жаро-
прочных и износостойких сталей.
Мокрые золоуловители. Улавлива-
ние частиц золы в мокрых золоулови-
телях осуществляется на водяной
пленке или смачиваемых поверхностях
аппаратов. Достоинствами мокрых зо-
лоуловителей по сравнению с ранее
рассмотренными являются: 1) сравни-
тельно высокая степень улавливания
золы (г)м з = 80-г- 95%); 2) способ-
ность достаточно эффективно улавли-
вать как мелкие, так и крупные
фракции летучей золы. Вместе с тем
они имеют и ряд существенных недо-
статков, определяемых спецификой их
работы. Главные из них:
1) повышенная потеря давления
(800—1000 Па и более);
2) значительный расход воды, со-
ставляющий от 0,2 до 0,4 кг на 1 м3
газа, что увеличивает затраты на очи-
стку газа;
3) охлаждение и увлажнение ды-
мовых газов в результате контакти-
рования их с водой;
4) растворение в воде окислов се-
ры, содержащихся в дымобых газах.

Последние два фактора наклады-
вают определенные ограничения на
использование мокрых золоуловите-
лей. Это объясняется следующими об-
стоятельствами.
В результате охлаждения дымовых
газов и увеличения их влагосодержа-
ния разность между температурой га-
зов и температурой конденсации со-
держащихся в них водяных паров
существенно уменьшается. При этом
возникает опасность выпадения росы
и коррозии металлических поверхно-
стей газохода. Поэтому температура
газов за мокрым золоуловителем
должна быть не ниже 120° С.
При наличии в дымовых газах
окислов серы в мокрых золоуловите-
лях происходят процессы, сопрово-
ждаемые, с одной стороны, увеличе-
нием кислотности воды, а с другой
(в результате взаимодействия серни-
стого газа с солями временной жест-
кости воды и с окислом кальция зо-
лы) — образованием тр уднораствори-
мого сульфита кальция:
S02 + Н20 + Са (НС03)2 -* CaS03 +
+ 2НаО + 2С02;
S02 + Н20 + СаО ->■ CaS03 + Н20.
Рис. 10-16. Жалюзийный золоуловитель.
а — с наклонной решеткой; б — с конусной ре-
шеткой; в — принцип действия жалюзийного золо-
уловителя; / — жалюзийная решетка; 2 — от-
сосный циклон
7 Баженов М, И, и др, = 1918
Если щелочность золы и жесткость
воды велики, образующийся сульфит
кальция приводит к обрастанию золо-
уловителей, а при недостаточной кар-
бонатной жесткости воды и при зна-
чительном содержании S02 в дымовых
газах кислотность воды может ока-
заться настолько значительной, что
без дополнительной нейтрализации
удаление ее из системы золоулавлива-
ния может оказаться затруднитель-
ным. Поэтому мокрые золоуловители
применяют для топлив с приведенной
сернистостью не более 0,003 кг/МДж,
с содержанием щелочи в золе не бо-
лее 20% при жесткости воды не более
15 мг-экв/кг.
Простейшим типом мокрого золо-
уловителя является центробежный
скруббер ВТИ. Он представляет собой
вертикальный цилиндр высотой от 4
до 9 м и диаметром от 0,6 до 1,7 м
(в зависимости от производительно-
сти), внутренняя поверхность кото-
рого футерована керамической плит-
кой. Подвод газов в скруббер осу-
ществляется по тангенциально распо-
ложенному входному патрубку. С по-
мощью специальных сопл на внутрен-
ней поверхности скруббера создается
Рис. 10-17. Жалюзийный золоуловитель с
эжектором.
/ — решетка; 2 — входная камера; 3 — выходная
камера; 4 — отсосная щель; 5 — диффузор; 6 —
подводящий газоход; 7 — отсосный циклон; 8 —
отродящий газоход; 9 — эжектор; 10 — диффузор.
193

водяная пленка, которая и улавли-
вает частицы золы. Удаление золовой
пульпы происходит через нижнюю ко-
ническую часть скруббера, заканчи-
вающуюся гидрозатвором. Во избежа-
ние значительного капельного уноса
скорость газов в скруббере не должна
превышать 6 м/с.
Степень очистки газов от золы в
центробежном скруббере зависит от
диаметра последнего и увеличивается
с его уменьшением.
Наиболее распространенными ти-
пами центробежных скрубберов яв-
ляются мокрые прутковые золоулови-
тели конструкции ВТИ (рис. 10-18).
Особенность их конструкции состоит
в том, что во входном патрубке на
пути движения газа устанавливается
решетка из пучков труб (прутков), не-
прерывно орошаемых водой. На прут-
ковой решетке, являющейся первой
ступенью очистки газов, улавливается
значительная часть уноса. Дальней-
Рис. 10-18. Мокропрутковый золоуловитель
ВТИ.
/ — корпус; 2 — входной патрубок; 3 — ороси-
тельные сопла; 4 — смывные сопла; 5 — гидро-
затвор; 6 — прутковая решетка; 7 — ороситель-
ные форсунки прутковой решетки.
194
шая очистка дымовых газов происхо-
дит на водяной пленке, стекающей
сверху вниз по внутренней поверхно-
сти цилиндра золоуловителя. Одним
из слабых мест в работе золоулови-
теля МП-ВТИ является возможность
забивания решетки золой, что приво-
дит к возрастанию гидравлического
сопротивления мокропруткового зо-
лоуловителя.
Мокрые прутковые золоуловители
предназначаются для улавливания
больших количеств золы; габаритные
размеры их больше центробежных
скрубберов (внутренний диаметр ци-
линдрической части достигает 5 м и
более). Степень очистки газов соста-
вляет 90—96%.
За последнее время на электро-
станциях Советского Союза стали при-
меняться мокрые золоуловители с тру-
бами Вентури (рис. 10-19). Принцип
их работы состоит в следующем. За-
пыленные дымовые газы с большой
скоростью поступают в конфузор тру-
бы Вентури, где они интенсивно оро-
шаются водой с помощью форсунки.
Увлажненные частицы золы при дви-
жении в диффузоре коагулируют и
вместе с мельчайшими капельками во-
ды поступают в скруббер-каплеулови-
тель, действующий по принципу цент-
робежного сепаратора. Расположение
трубы Вентури по отношению к скруб-
беру-каплеуловителю может быть вер-
тикальным или горизонтальным.
Степень улавливания золы в мок-
рых золоуловителях с трубами Вен-
тури зависит от скорости газа и отно-
сительного расхода воды на орошение.
Так, при скоростях газа в горловине
трубы Вентури 60—80 м/с и относи-
тельном расходе воды на орошение
1,3 л/м3 газа к. п. д. золоуловителя
может достигать 95—97%.
Основываясь на эксперименталь-
ных данных по испытанию в промыш-
ленных условиях аппаратов данного
типа [48], можно установить эмпири-
ческую зависимость к. п. д. золоуло-
вителя от параметра qv, %:
где е — основание натуральных ло-
гарифмов; q — относительный расход
воды на орошение, л/м3; v — скорость
газа, м/с.

На практике скорость газа прини-
мают 50—70 м/с, а относительный
расход воды — 0,1—0,2 л/м3. Даль-
нейшее увеличение скорости газа и
расхода воды приводит к росту гид-
равлического сопротивления золоуло-
вителя и переувлажнению дымовых га-
зов. К числу недостатков мокрых зо-
лоуловителей с турбулентным коагу-
лятором Вентури следует отнести зна-
чительное гидравлическое сопротив-
ление (^3000 Па) и возможность об-
разования отложений золы в конфу-
зоре.
Электрофильтры. Улавливание ле-
тучей золы с помощью электрофильт-
ров является наиболее распространен-
ным способом очистки дымовых газов
на электростанциях. Достоинствами
электрофильтров по сравнению с дру-
гими типами золоуловителей яв-
ляются:
1) высокая степень очистки дымо-
вых газов (95—99%) при улавлива-
нии не только крупных, но и мелких
фракций золы;
2) способность к улавливанию ле-
тучей золы при сжигании любого вида
твердого топлива;
3) небольшое гидравлическое со-
противление по газу и в связи с этим
сравнительно небольшой дополнитель-
ный расход электроэнергии на тягу;
4) отсутствие увлажнения и сни-
жения температуры дымовых газов.
Недостатками электрофильтров яв-
ляются: высокая начальная стоимость,
большие габариты (из-за малых скоро-
стей газа) и сложность эксплуатации.
Работа электрофильтров основана
на осаждении частиц золы на электро-
дах при прохождении дымовых газов
через электрическое поле постоянного
тока. Процесс улавливания частиц в
электрофильтрах протекает следую-
щим образом. Между разноименными
электродами, расположенными друг от
друга на расстоянии нескольких сан-
тиметров и присоединенными к источ-
нику постоянного тока высокого на-
пряжения (50 000—80 000 В), в ре-
зультате ионизации газовой среды
происходит коронный разряд. Поло-
жительные и отрицательные ионы и
своболные электроны газовой среды
заряжают частицы золы, которые за-
тем притягиваются электродами и осе-
дают на них. Накопившаяся на элект-
7*
родах зола удаляется непрерывным
или периодическим встряхиванием с
помощью специального привода. Элек-
трод, соединенный с отрицательным
полюсом источника тока, называется
коронирующиМу а электрод противо-
положного знака — осадительным.
Коронирующие электроды выполняют
обычно в виде металлических стерж-
ней длиной 3—7,5 м. В качестве оса-
дительных электродов, имеющих ту
же длину, что и коронирующие, при-
меняют трубы круглого или шести-
гранного сечения ф 150—250 мм
(в этом случае электрофильтры назы-
ваются трубчатыми или сотовыми)
или пластины толщиной около 2 мм
коробчатого или желобчатого сечения
(пластинчатые электрофильтры). На
электростанциях трубчатые и сотовые
электрофильтры из-за присущих им
недостатков (при встряхивании их
нужно отключать) практически вытес-
нены пластинчатыми.
По ходу газа пластинчатые элект-
рофильтры разделяются на горизон-
тальные и вертикальные. На рис. 10-20
показан общий вид трехпольного го-
ризонтального пластинчатого электро-
фильтра с электродами длиной 12 м и
площадью активного сечения для про-
хода газа 177 м2. По ходу газа длина
Рис. 10-19. Мокрый золоуловитель с коа-
гулятором Вентури.
/ — вход запыленного газа; 2 — водяная форсун-
ка; 3 — конфузор трубы Вентури; 4 — горловина;
5 — диффузор; 6 —центробежный скруббер-капле-
уловитель; 7 — водяные сопла скруббера; 8 —
выход очищенных газов; 9 — золовой бункер.
195

Рис. 10-20. Трехпольный горизонтальный пластинчатый электрофильтр с электродами
УГ2-3-177.
а — общий вид; 6 — расположение осадительных и коронирующих электродов;" / — корпус; 2 —
опорный пояс корпуса; 3 — осадительный электрод; 4 — встряхивающее устройство осадительных
электродов; 5 — игольчатый коронирующий электрод; 6 — рама подвеса коронирующих электродов;
7 — встряхивающее устройство коронирующих электродов; 8 — опорно-проходная изоляторная ко-
робка; 9 — газораспределительная решетка; 10 — бункер; // — поперечная перегородка в бункере
для предотвращения перетекания газов; в — схема регулирования.
каждого из полей составляет 4 м. По
фронту каждое поле электрофильтра
разделено на два параллельных полу-
поля с целью ограничения механиче-
ских нагрузок на опорно-проходные
изоляторы, к которым подвешены си-
стемы корронирующих электродов.
Общая площадь осадительных элект-
родов 18 000 м3.
196
Для снабжения электрофильтров
постоянным током высокого напряже-
ния применяются как механические
выпрямители типа АФА-90-200 и
АФАП-80-255, так и полупроводнико-
вого типа. В целях безопасного обслу-
живания электрофильтров их корпуса
и осадительные электроды надежно за-
земляются.

Эффективность улавливания золы
в электрофильтре зависит от многих
факторов, в частности от напряженно-
сти электрического поля, диэлектри-
ческой проницаемости газа, конструк-
ции и удельной поверхности осади-
тельных электродов, скорости газов
и равномерности распределения газа
по сечению электрофильтра, фракци-
онного состава золы и др. Установле-
ние аналитической зависимости к. п. д.
электрофильтра от многочисленных
факторов, влияющих на эффектив-
ность его работы, возможно лишь при
упрощающих допущениях. На прак-
тике к. п. д. электрофильтров опре-
деляют по приближенной формуле
Т1эф^(1 —е-/-) 100,
где e~fv — степень проскока золы в
электрофильтре; / — удельная пло-
щадь поверхности осадительных элект-
родов, м2/м3/с, представляющая собой
отношение общей площади осадитель-
ных электродов к секундному расходу
газов через электрофильтр; v — ско-
рость дрейфа частиц золы к осади-
тельному электроду, см/с.
Ниже приведены значения скоро-
сти дрейфа, см/с, для некоторых ви-
дов топлив.
Кузнецкий СС 5,5
Донецкий промпродукт 5,5
Экибастузский 6—6,5
Донецкий ГСШ 7,0
Донецкий АШ 8—9
Подмосковный 10—12
В комбинированных золоуловителях
очистка дымовых газов осуществляет-
ся последовательно в различных аппа-
ратах, например сначала в центробеж-
ных золоуловителях, а затем в электро-
фильтрах или скрубберах. Может
быть и такое сочетание: жалюзийный
золоуловитель — батарейный циклон.
Комбинированные золоуловители при-
меняются в случаях, когда по сани-
тарно-гигиеническим условиям тре-
буется высокая степень очистки дымо-
вых газов. Наиболее характерной схе-
мой комбинированного золоуловителя
является сочетание батарейный цик-
лон — вертикальный электрофильтр.
При такой схеме к. п. д. установки
может достигать 97—99%.
10-4. ДЫМОВЫЕ ТРУБЫ ТЭЦ
Дымовые трубы ТЭЦ, как и любой
тепловой электростанции, служат для
отвода вредных выбросов электростан-
ции в верхние слои атмосферы и по-
следующего их рассеяния. Очевидно,
что чем больше высота трубы, тем
дальше уносится и, что самое важное,
в большем объеме рассеиваются не
уловленные в газоочистительных уст-
ройствах частицы золы и вредные га-
зообразные выбросы (окислы серы и
азота, углеводороды и т. п.). Большое
влияние на эффективность рассеяния
дымовых газов оказывают также со-
стояние атмосферы (турбулентная диф-
фузия) и условия выхода выбросов из
устья трубы (скорости и температуры
газов).
В связи с бурным ростом производ-
ства электроэнергии на тепловых элек-
тростанциях вопрос защиты окружа-
ющей среды приобретает исключитель-
но важное государственное значение.
Особенно сложно решается вопрос по
обеспечению достаточно чистой атмо-
сферы в крупных промышленных го-
родах, где наряду с множеством про-
мышленных предприятий, автотран-
спортом, отопительными котельными
действуют крупные теплоэлектроцент-
рали мощностью, нередко достигаю-
щей 1000 МВт и более. При довольно
жестких нормах предельно допусти-
мых концентраций вредных веществ
в воздухе, утвержденных Главным са-
нитарно-эпидемиологическим управ-
лением Министерства здравоохране-
ния СССР, приходится идти на соору-
жение дымовых труб высотой 180, 250,
320 м и более.
Изучением механизма рассеяния
в атмосфере твердых частиц и вредных
газов из дымовых труб электростан-
ций за последнее время занимаются
многие специалисты как в нашей стра-
не, так и за рубежом. Предложены
различные методики расчета концент-
раций газов и пыли в воздухе в зави-
симости от высоты дымовой трубы,
метеорологических условий атмосферы
и суммарного выноса вредных приме-
сей. Важные исследования в этой
области проведены в Московском энер-
гетическом институте группой сотруд-
ников кафедры тепловых электриче-
ских станций под руководством докт.
197

техн. наук, проф. Л. А. Рихтера
[48].
В настоящее время в Советском
Союзе расчет концентрации вредных
примесей в приземном слое воздуха при
неблагоприятных метеорологических
условиях ведут по методике, разрабо-
танной Главной геофизической обсер-
ваторией им. А. И. Воейкова. Согласно
этой методике [65] максимальная ра-
зовая предельно допустимая концент-
рация вредных веществ у поверхности
земли при выбросах из одиночной ды-
мовой трубы и неблагоприятных ме-
теорологических условиях определя-
ется по формуле
где А — безразмерный коэффициент,
учитывающий условия вертикального
и горизонтального рассеяния вредных
веществ в атмосфере воздуха (конвек-
тивной диффузии). Значения А при-
нимаются: для субтропической зоны
Средней Азии — 240; для остальных
районов Средней Азии, Казахстана,
Нижнего Поволжья, Кавказа, Молда-
вии, Сибири, Дальнего Востока —
200; для Севера и Северо-Запада евро-
пейской части СССР, Среднего Повол-
жья, Урала и Украины — 160; для
Центральной европейской части
СССР — 120; М — суммарный выброс
вредных веществ из трубы, г/с; F —
безразмерный коэффициент, принимае-
мый для расчета концентраций газо-
образных вредных примесей равным
единице, а для расчета концентраций
золы равным двум при к. п. д. золо-
уловителей т]зу ^ 90%; F = 2,5 при
Лзу < 90%; тип — безразмерные
коэффициенты, учитывающие условия
выхода газообразных выбросов из
устья трубы.
Коэффициент т определяется по
формуле
где
Безразмерный коэффициент п оп-
ределяется в зависимости от пара-
метра
198
В формулах (10-9) — (10-12) Q —
суммарный объемный расход газов,
выбрасываемый из трубы, м3/с; АГ —
разность между температурой выбра-
сываемых газов и средней температу-
рой окружающего воздуха в полдень
самого жаркого месяца, °С; Н —
геометрическая высота трубы, м; D0 —
диаметр устья трубы, м, определяемый
из формулы
где w0 — средняя скорость выхода ды-
мовых газов из устья трубы, м/с.
Максимальная концентрация вред-
ных выбросов у поверхности земли
при неблагоприятных (опасных) ме-
теорологических условиях достигается
на оси факела (по направлению ветра)
на расстоянии от основания трубы
где d — безразмерная величина, оп-
ределяемая по формулам:
Если в безразмерный коэффициент
F ^ 2, величина *м определяется по
формуле
Опасная скорость ветра UM на
уровне флюгера (10 м над поверхно-
стью земли), при которой достигается
наибольшее значение приземной кон-
центрации вредных веществ в воздухе,
находится из соотношений:
Если на станции установлено z
труб одинаковой высоты с одинако-
выми выбросами, то минимально до-

пустимая высота труб, м, при которой
обеспечивается значение предельно до-
пустимой концентрации вредных ве-
ществ, рассчитывается по формуле
(при наличии фоновой загазованно-
сти Сф от других источников такой
же вредности)
В связи с введением Министерством
здравоохранения СССР требований
учета суммарного действия сернистого
ангидрида и окислов азота при их
совместном действии в атмосфере вы-
соту дымовой трубы рассчитывают по
формуле
Значения предельно допустимых
концентраций вредных веществ в ат-
мосферном воздухе приведены в
табл. 10-3.
Таблица 10-3
Предельно допустимые концентрации
вредных веществ в атмосферном воздухе
Вид вредного
вещества
Пыль нетоксичная . .
Сернистый ангидрид
Окись углерода . . .
Двуокись азота . . .
Сажа
Предельно допустимая
концентрация, мг/м3
максималь-
но разовая
0,5
0,5
3,0
0,085
0,15
0,008
средне-
суточная
0,15
0,05
1,00
0,085
0,05
0,008
Примечание. Максимально разовая кон-
центрация относится к случаю отбора проб воздуха
в течение 20 мин, среднесуточная — в течение суток.
Дымовые трубы, как правило,
имеют коническую форму и выпол-
няются кирпичными или железобетон-
ными. Металлические трубы цилинд-
рической формы могут сооружаться
на мелких промышленных ТЭЦ и рай-
онных отопительных котельных, сжи-
гающих газообразное или малосерни-
стое жидкое топливо. Высота металли-
ческих труб (с расчалками) обычно не
превышает 60—80 м. Кирцичные тру-
бы можно возводить высотой до 120 м.
В связи с ростом единичных мощ-
ностей тепловых электростанций и
сжиганием в больших масштабах низ-
косортных энергетических топлив за
последнее время получило широкое
распространение строительство моно-
литных железобетонных труб.
Дымовая труба современной круп-
ной ТЭС — это дорогое и сложное
инженерное сооружение. Особенность
конструкции железобетонных дымо-
вых труб заключается в том, что внут-
ренняя оболочка железобетонного
ствола должна быть тщательно изоли-
рована от воздействия дымовых га-
зов, так как высокие температуры,
влага и сернистые соединения, содер-
жащиеся в дымовых газах, разрушают
бетон и арматуру. Железобетонная
труба (рис. 10-21) состоит из двух обо-
лочек: наружной (несущей), воспри-
нимающей весовые и ветровые на-
грузки, и внутренней (защитной), вы-
полняемой из красного и кислотоупор-
ного кирпича на диабазовой замазке.
Внутренняя поверхность железобетон-
ного ствола покрывается эпоксидным
лаком и стеклотканью. Футеровка за-
тирается диабазовой замазкой с по-
следующим окислением 20%-ным ра-
створом серной кислоты. Футеровка
опирается на железобетонные консоли
несущего ствола, выступающие через
каждые 30—50 м. Сопряжения футе-
ровочной кладки на консолях выпол-
няются укладкой слезниковых кирпи-
чей, служащих для стекания влаги
с поверхности футеровки. На верхнем
обрезе трубы устанавливается чугун-
ный колпак, собираемый из секций.
Труба оборудуется системой грозоза-
щиты, сигнальными огнями и свето-
форными площадками. Для обслужи-
вания площадок устраивается лест-
ница с ограждением. Трубу окраши-
вают полосами красного цвета шири-
ной 2—2,5 м через каждые 15 м по
высоте. Фундаментом трубы служит
полый стакан и мощная плита в виде
круга или многогранника. Толщина
стенки железобетонного ствола высо-
той 250 м составляет 750 мм у основа-
ния и 250 мм вверху; диаметр устья
трубы от 6,5 до 9,6 м. Стоимость же-
лезобетонных дымовых труб довольно
высока. Так, при высоте 180 м она
составляет около 500 тыс. руб., а при
высоте 250 м — около 2 млн. руб.,
199

Рис. 10-21. Железобетонная дымовая труба
высотой 250 м.
а — общий вид: / — фундамент; 2 — цоколь; 3 —
пандус; 4 — ствол; 5 — ходовая лестница; 6 —
светофорная площадка; 7 — грозозащита; б —
верхняя часть: / — чугунный колпак; 2 — асбе-
стовая прокладка: 3 — ствол; 4 — изоляция; 5 —
футеровка; в — средняя часть: / — железобетон-
ный ствол; 2 — кислотоупорный кирпич; 3 —
красный кирпич; 4 — асбестовый шнур; 5 —
слезниковый кирпич; 6 — антикоррозионная за-
щита; г — нижняя часть: / — перегородка; 2 —
пандус; 3 — футеровка; 4 — ствол.
при 320 м — более 4 млн. руб. Суще-
ствуют и другие конструкции дымовых
труб, в частности:
1) трубы с вентилируемым зазо-
ром, в которых между газоотводящим
каналом и несущей железобетонной
оболочкой устраивается узкий воздуш-
ный зазор. В этом зазоре обеспечи-
вается циркуляция воздуха, препятст-
вующего проникновению агрессивных
газов к железобетонной оболочке;
2) трубы с разделенными стволами,
в которых внутри железобетонной не-
сущей оболочки размещается газоот-
водящий металлический ствол. С на-
ружной стороны металлический ствол
200
защищается теплоизоляционным ма-
териалом для предотвращения выпа-
дения влаги на стенках трубы. Зна-
чительный зазор между газоотводя-
щим и несущим стволами обеспечивает
свободный доступ людей для проведе-
ния необходимых ремонтных работ.
Металлический ствол по высоте раз-
делен на секции, которые подвеши-
ваются к железобетонному стволу.
Сочленение секций осуществляется
с помощью сальниковых компенса-
торов;
3) многоствольные трубы, в кото-
рых внутри общей железобетонной
оболочки размещается несколько га-
зоотводящих стволов. Несущая кон-
струкция многоствольных дымовых
труб может выполняться и в виде ре-
шетчатой металлической башни ги-
перболической формы или в форме
усеченной пирамиды. В этих случаях
внутри каркаса устанавливаются ис-
ключительно металлические газоотво-
дящие стволы. За последнее время
многоствольные дымовые трубы полу-
чают все большее распространение
как в СССР, так и за рубежом.
10-5. ШЛАКОЗОЛОУДАЛЕНИЕ
Суммарное количество золы и шла-
ка, подлежащее удалению с электро-
станции, зависит от расхода и золь-
ности топлива, способа его сжигания
и эффективности работы золоуловите-
лей. Необходимая часовая производи-
тельность системы шлакозолоудале-
ния, кг/ч, определяется по формуле
где В — расход сжигаемого топлива,
кг/ч; Лр — зольность топлива на ра-
бочую массу, %; qA — потеря теплоты
топлива с механическим недожогом,
%; Qp, — низшая теплота сгорания
топлива, МДж/кг; 32,7 — теплота
сгорания недожога (углерода топли-
ва), МДж/кг; ау11 — доля золы в уно-
се; Лзу — к. п. д. золоуловителя, %.
Различают следующие основные
системы шлакозолоудаления: механи-
ческую, гидравлическую, пневматиче-
скую, смешанную.

Рис. 10-22. Багерные насосы.
а — гидроаппарат Маскалькова; б — тип 8ГР-8;
/ — корпус; 2 — броня; 3 — рабочее колесо;
4 — вода на уплотнение.
Такое разделение в известной мере
является условным, так как в каждой
из систем могут быть использованы
элементы других.
Выбор системы шлакозолоудале-
ния определяется рядом факторов,
в том числе:
1) расходом золы и шлака;
2) надежностью и экономичностью
работы системы шлакозолоудаления;
3) стоимостью сооружения и экс-
плуатации, а также простотой обслу-
живания системы шлакозолоудаления;
4) санитарно-гигиеническими ус-
ловиями работы эксплуатационного
персонала;
5) наличием удобных мест для зо-
лоотвалов и удаленностью их от элек-
тростанции;
6) свойствами золы и шлака (ще-
лочность, спекаемость, гранулометри-
ческий состав) и способами очистки ды-
мовых газов;
7) наличием достаточного количе-
ства исходной воды.
Механические системы шлакозоло-
удаления в настоящее время вытесне-
ны более совершенными и прогрессив-
ными системами гидравлического и
пневматического золошлакоудаления.
Гидравлическое шлакозолоудаление.
В зависимости от способа удаления
золы и шлака за пределы станции раз-
личают следующие системы гидро-
шлакозолоудаления: самотечные, с ба-
Таблица 10-4
Характеристики багерных и шламовых насосов
Тип насоса
10-Б-7
12-ГР-8А
12-ГР-8А
8-ГР-8М
5-ШНВ
5-ШНВ
Диаметр
колеса, м
0,86
0,75
0,825
0,5
0,51
0,51
Подача, м3/с
0,16
0,16
0,37
0,08—0,14
0,07—0,15
0,07—0>15
Давление,
МПа
0,45
0,45
0,55
0,40—0,36
0,90—0,88
0,42—0,36
Частота вра-
щения, рад/с
79
79
79
103
153
103
Мощность электро-
двигателя, кВт
240
240
570
80—100
—
—
201

герными насосами, с багерными насо-
сами и золоотстойником, с гидроаппа-
ратами.
Самотечные системы возможны при
благоприятном рельефе местности и
небольшом удалении золоотвалов от
расположения электростанции. При
самотечном гидрозолоудалении лотки
и каналы, по которым транспорти-
руются шлаки и абразивные золы, об-
лицовываются базальтовыми или дру-
гими износоустойчивыми плитами.
В системах с багерными насосами
транспортировка шлакозоловой смеси
на золоотвал осуществляется по сталь-
ным трубопроводам (пульпопроводам)
принудительно. К багерному насосу
шлакозоловая смесь поступает после
металлоуловителя и шлакодробилки
с размером кусков шлака не более
40 мм. Колесо багерного насоса вы-
полняется с небольшим числом загну-
тых назад лопаток (обычно их четыре,
рис. 10-22). Характеристики багерных
и шламовых насосов приведены в
табл. 10-4.
Багерные насосы имеют низкий
к. п. д. (35—40%) и подвержены быст-
рому износу. Поэтому для обеспече-
ния бесперебойной работы системы
гидрошлакозолоудаления устанавли-
вают не менее трех багерных насосов:
один из них находится в работе, вто-
рой — в резерве, а третий — в ре-
монте.
Поступление золы и шлака к ба-
герным насосам осуществляется по са-
мотечным золовым и шлаковым кана-
лам, которые в пределах котельного
помещения выполняются раздельны-
ми. Шлаковые каналы выполняются
с уклоном не менее 1,5%, а при жид-
ком шлакоудалении — не менее 1,8%.
Золовые каналы выполняются с ук-
лоном не менее 1 %. Золошлаковые
каналы должны иметь износоустойчи-
вую облицовку и съемные металличе-
ские перекрытия на уровне пола
зольного помещения.
Смыв золы водой из-под бункеров
золоулавливающих устройств осу-
ществляется, как правило,/ непрерыв-
но, а шлака — периодически (1—
2 раза в смену в целях уменьшения
расхода воды). Давление воды перед
соплами золосмывных устройств обыч-
но составляет от 0,2 до 0,3 МПа,
а шлакосмывных — от 0,5 до 1,0 МПа.
Для предотвращения образования
заторов гидросмеси в самотечных ка-
налах устанавливаются побудитель-
ные сопла с углом наклона к дну ка-
нала 6—10°, на высоте 250—300 мм
над каналом. Их обычно располагают
на поворотах каналов, в местах их
соединения, у шлаковых шахт, а так-
же на прямых участках на удалении
10—20 м друг от друга. Принципиаль-
ная схема гидрошлакозолоудаления
с багерными насосами показана на
рис. 10-23.
При дефиците воды, а также при
отсутствии вблизи станции земельных
участков, пригодных для золоотвалов,
применяют системы шлакозолоудале-
ния с золоотстойниками. Золоотстой-
ник представляет собой бетонный бас-
сейн, разделенный перегородками на
три камеры — шлаковую, золовую и
осветленной воды.
Рис. 10-23. Принципиальная схема гидрошлакозолоудаления с багерными насосами.
] — шлаковая шахта; 2 — оросительное устройство; 3 — смывное сопло; 4 — шлакозоловой
канал; 5 — побудительное сопло; 6 — золоуловитель; 7 — золовой бункер; 8 — золосмывной аппа-
рат; 9 — насос смывной воды; 10 — топка парогенератора; // — переключающее устройство; 12 — по-
мещение багерной насосной станции; 13 — металлоуловитель; 14 — дробилка; 15 — багерный насос;
16 —■ решетка; 17 — шлакозолопровод.
202

Принцип работы системы гидро-
шлакозолоудаления с золоотстойни-
ком состоит в следующем. Шлакозоло-
вая пульпа самотеком или с помощью
багерных насосов поступает в шлако-
вый отсек золоотстойника. Освободив-
шись от крупной фракции шлака, эо-
ловая пульпа переливается в золовой
отсек. Осветленная вода из последнего
отсека насосами перекачивается для
повторного ее использования. Осевшие
зола и шлак из золоотстойника пере-
гружаются грейферным краном в же-
лезнодорожные вагоны и вывозятся
на дальний золоотвал. Для обеспече-
ния непрерывного удаления золы и
шлака со станции золоотстойник по
ширине разделяется на три изолиро-
ванные секции, в которых попеременно
осуществляется заполнение их пуль-
пой, отстой золы и шлака и выгрузка
их в вагоны.
Основным недостатком данной си-
стемы являются высокая стоимость
сооружения золоотстойника, необхо-
димость выделения на территории
станции значительной площади для
его постройки (на каждую тонну уда-
ляемой золы и шлака в час требуется
около 75 м3 золоотстойника), а также
затруднения, особенно в зимний пе-
риод, транспортировки вагонами золы
и шлака в мокром виде.
В большинстве случаев системы
гидравлического удаления золы и шла-
ка выполняются по замкнутой схеме
с возвратом осветленной воды и по-
вторным ее использованием. В насос-
ных станциях возврата осветленной
воды, как правило, устанавливаются
три насоса, из которых один резерв-
ный. Управление работой насосной
станции должно осуществляться авто-
матически без участия обслуживаю-
щего персонала.
Для организации золошлакоотва-
лов за электростанцией закрепляются
площади, достаточные для непрерыв-
ной ее работы в течение не менее
25 лет. С целью максимального исполь-
зования отведенной территории на зо-
лоотвал ах сооружаются ограждающие
дамбы для намыва золошлакового пля-
жа. Заполнение емкостей золоотвалов
должно вестись до предельной высоты.
Шлакозолопроводы. Напорные шла-
козолопроводы (пульпопроводы) вы-
полняются из стальных труб диамет-
ром от 200 до 500 мм, число их при-
нимают равным числу работающих
гидроаппаратов, багерных или шла-
мовых насосов плюс один резервный.
Прокладывают золошлакопроводы,
как правило, на поверхности земли
на лежевых опорах с небольшим укло-
ном к горизонту 0,5—1,0% с мини-
мальным числом изгибов и поворотов.
Особенно следует избегать крутых по-
воротов. В пределах золоотвала золо-
шлакопроводы прокладываются по
гребню дамб или на эстакаде вдоль
дамб со стороны верхнего бьефа.
Шлакозолопроводы подвержены
сильному и неравномерному износу.
Наиболее интенсивно истирается ниж-
няя часть трубопровода, поэтому для
увеличения срока службы его перио-
дически поворачивают на 60—90°. По
этой причине участки труб пульпопро-
вода соединяются с помощью фланцев,
а не сваркой. При сильно абразивной
золе и шлаке могут применяться пуль-
попроводы с внутренней износоустой-
чивой футеровкой. Как правило, пуль-
попроводы рассчитываются на само-
компенсацию. При необходимости на
трассе пульпопровода допускается уста-
новка сальниковых компенсаторов.
Пневмошлакозолоудаление. Пневма-
тическое шлакозолоудаление приме-
няется в случаях, когда зола и шлак
используются в качестве сырья побоч-
ных производств (изготовление строи-
тельных деталей, производство це-
мента и т. д.); при недостатке воды
или значительном удалении мест зо-
лоотвалов.
В системах пневмошлакозолоуда-
ления транспортировка золы и шлака
осуществляется воздухом, побудите-
лями движения которого могут быть
паровые эжекторы или вакуумные на-
сосы. Наиболее распространены ва-
куумные (всасывающие) схемы с ис-
пользованием паровых эжекторов.
Принципиальная схема всасывающего
пневмошлакозолоудаления предста-
влена на рис. 10-24. Шлак из каждого
бункера подвергается дроблению ку-
сков до размера 35 мм в специальных
валковых дробилках. Дробленый
шлак и зола с помощью насадок заса-
сываются в систему шлакозолопрово-
дов и транспортируются к устройст-
вам, в которых происходит отделение
золы и шлака от воздуха. По прин-
203

Рис. 10-24. Схема всасывающего пыевмошла-
козо лоудаления.
/ — шлаковый бункер парогенератора; 2 — шла-
кодробнлка; 3 — насадка для шлака; 4 — насадка
для золы; 5 — телескопическая насадка; 6 —
сварное колено; 7 — пробковый кран; 8 — шлако-
золопровод; 9 — осадительная камера; 10 — цик-
лон; // — бункер; 12 — вагон.
ципу действия осадительные устрой-
ства аналогичны циклонам обычного
типа. Осажденные зола и шлак соби-
раются в бункер, а воздух паровым
эжектором удаляется в дымовую тру-
бу. Зола и шлак выгружаются из бун-
кера в вагоны или автосамосвалы и
вывозятся к месту потребления или
на золоотвал.
Для нормальной работы системы
пневмошлакозолоудаления концент-
рация частиц золы и шлака в воздухе,
а также скорости аэросмеси в шлако-
золопроводах должны соответствовать
определенным нормам. Обычно в шла-
козолопроводах диаметром от 90 до
120 мм требуются скорости в пределах
от 30 до 35 м/с при концентрации от
4 до 7 кг шлака и золы на 1 кг воз-
духа. Большие значения концентра-
ций соответствуют большим скоро-
стям и большим диаметрам шлакозо-
лопроводов.
Шлакозолопроводы подвергаются
сильному эрозийному износу, осо-
бенно в местах их поворотов. Поэтому
для увеличения срока их службы в ме-
стах поворотов наплавляют металл
с внешней стороны электросваркой.
Могут также применяться специаль-
ные противоизносные колена.
Существенным недостатком пневма-
тической системы шлакозолоудаления
является невозможность транспорти-
ровки золы и шлака на расстояние
более 180—200 м, в связи с чем на
станции возникает потребность в по-
бочных средствах транспортировки зо-
лы и шлака.
На некоторых электростанциях
встречаются пневмогидравлические
системы шлакозолоудаления, предста-
вляющие собой сочетание элементов
пневматического и гидравлического
шлакозолоудаления. Например, в пре-
делах котельного цеха транспортиров-
ка золы и шлака осуществляется
пневматически (воздухом), а далее ме-
тодами гидрошлакозолоудаления или
с помощью эрлифтов.
В большинстве случаев при пнев-
мозолошлакоудалении в качестве ре-
зервной создается гидравлическая си-
стема удаления золы и шлака.
ГЛАВА ОДИННАДЦАТАЯ
ТЭЦ И ЭНЕРГОХОЗЯЙСТВО ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
11-1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
ЭНЕРГОХОЗЯЙСТВА
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
Промышленная ТЭЦ является од-
ним из элементов энергохозяйства
204
(тепловой схемы) промышленного
предприятия и тесно связана с ним
потоками различных энергоресурсов и
вынужденными режимами работы.
Практика показала, что промышлен-
ную ТЭЦ нельзя проектировать в от-

рыве от реальных режимов и условий
работы энергохозяйства предприя-
тия, иначе неизбежны просчеты, резко
снижающие показатели работы как
ТЭЦ, так и энергохозяйства предприя-
тия в целом, а также не обеспечивается
надежность энергоснабжения.
В настоящей главе дается предста-
вление о связях ТЭЦ с энергохозяйст-
вом предприятия и факторах, подле-
жащих учету при определении про-
филя и состава ТЭЦ, а также режимов
ее работы. Весьма большие и сложные
вопросы оптимизации энергохозяйства
(тепловой схемы) предприятия выхо-
дят за рамки данного учебника.
Предприятия многих отраслей про-
мышленности, таких как металлургия,
химия, нефтехимия, нефтепереработ-
ка, целлюлозно-бумажное производ-
ство, машиностроение, производство
строительных материалов и др., ха-
рактеризуются большой энергоемко-
стью. Энергохозяйство энергоемких
предприятий представляет собой слож-
ный комплекс тесно взаимосвязанных
агрегатов (цехов), потребляющих и ге-
нерирующих (часто одновременно)
различные виды энергии и энергоно-
сителей.
От правильно организованной, вза-
имно увязанной работы всех этих агре-
гатов зависит бесперебойность и на-
дежность работы предприятия, а так-
же его экономические показатели.
Совместная работа агрегатов промыш-
ленного предприятия весьма услож-
няется тем, что графики и размеры
выхода и потребления ими энергоре-
сурсов полностью определяются ре-
жимами технологических процессов и
часто подвержены сильным периоди-
ческим колебаниям. В этих условиях
ТЭЦ приходиться играть роль «замы-
кающего» звена, призванного компен-
сировать в определенной мере расхо-
ждения постоянно изменяющихся гра-
фиков прихода и потребления энерго-
ресурсов, а также резервировать дру-
гие источники энергоресурсов. Если
эта роль ТЭЦ в энергохозяйстве пред-
приятия не учитывается, что, в част-
ности, имеет место при проектирова-
нии ТЭЦ только по усредненным на-
грузкам, то ТЭЦ оказывается не в со-
стоянии выполнять роль «замыкаю-
щего» элемента тепловой схемы пред-
приятия, что приводит к нарушениям
энергоснабжения некоторых потреби-
телей, потерям энергоресурсов, ухуд-
шению показателей ТЭЦ и большим
экономическим ущербам.
К экономическим потерям приво-
дит также часто встречающаяся не-
правильная оценка при проектирова-
нии, обычно в сторону завышения,
тепловых нагрузок предприятий, ко-
торые должны покрываться ТЭЦ, осо-
бенно паровых нагрузок. В частности,
отраслевые организации обычно за-
дают организациям, проектирующим
ТЭЦ, постоянную паровую технологи-
ческую нагрузку (максимальный или
средний расход) в то время, как она
по сезонам, а иногда и по суткам и
часам сильно изменяется (см. рис. 11-2,
11-3).
Недоучет при проектировании ре-
альных графиков потребления пара
(часовых, суточных, годовых) может
приводить к нерациональному выбору
оборудования ТЭЦ и нарушениям ра-
боты технологических агрегатов.
Комплекс агрегатов, генерирую-
щих и потребляющих энергоресурсы,
включая ТЭЦ, образуют тепловую схе-
му предприятия, отражающую связь
между потребителями и производите-
лями энергоресурсов и потоки раз-
личных энергоносителей по заводу
(пар, конденсат, горячая вода, сжа-
тый воздух и газы, горючие газы, ки-
слород и др.).
На рис. 11-1 показана в качестве
примера схема потоков основных энер-
горесурсов на современном металлур-
гическом заводе с полным циклом (кок-
сохимическое производство, доменное,
сталеплавильное — конвертерное, про-
катное).
Оптимальное построение тепловой
схемы энергоемких предприятий пред-
ставляет собой весьма сложную задачу
в основном из-за разнородности входя-
щих в нее элементов, которые к тому
же не выбираются составителем тепло-
вой схемы, а являются, как правило,
заданными (технологические агрега-
ты), причем заданными (вынужденны-
ми) являются также графики выхода
и потребления ими энергоресурсов.
Потребление топлива промышлен-
ностью составляет более одной трети
добычи его в стране, поэтому опти-
мальное построение тепловой схемы
завода может дать большую экономию
205

Рис. 11-1. Схема потоков основных энергоресуреов на металлургических заводах с полным циклоном (кроме электроэнергии, конденсата, холода).

топлива и большой экономический
эффект.
При проектировании ТЭЦ промыш-
ленных предприятий определению
действительных графиков их тепло-
вых нагрузок и режимов работы долж-
но уделяться большое внимание. Надо
учитывать, что как графики тепловых
нагрузок, так и режимы работы тех-
нологических агрегатов в большинстве
случаев не могут быть определены
точно и однозначно (из-за изменений
технологии и др.), а фактические их
значения могут сильно отличаться от
проектных. Поэтому при выборе ос-
новного оборудования ТЭЦ надо учи-
тывать возможные колебания нагру-
зок, в том числе и кратковременные,
с тем чтобы ТЭЦ могла выполнить
свое назначение «замыкающего» звена
тепловой схемы завода и обеспечить
бесперебойное и экономичное энерго-
снабжение предприятия.
Ниже кратко рассматриваются ос-
новные вопросы, которые должны учи-
тываться при проектировании ТЭЦ
промышленного предприятия.
11-2. ВНУТРЕННИЕ
ЭНЕРГОРЕСУРСЫ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
Технологические агрегаты (цехи)
промышленных предприятий потреб-
ляют топливо, теплоту, электроэнер-
гию и другие энергоресурсы. В ходе
технологических процессов и работы
агрегатов во многих случаях обра-
зуются новые энергоресурсы в виде го-
рючих продуктов (газообразных, жид-
ких, твердых), различных носителей
физической теплоты, газов и жидко-
стей с избыточным давлением и др.,
количество которых в ряде отраслей
производства весьма значительно, по-
этому эффективное их использование
имеет большое значение.
В топливно-энергетический баланс
предприятия входят две группы энер-
горесурсов:
1) подводимые со стороны в виде
так называемого привозного топлива,
электроэнергии, теплоты и др.;
2) образующиеся на самих пред-
приятиях в результате технологиче-
ских и производственных процессов.
Энергоресурсы, вырабатываемые
заводскими энергоустановками, ра-
ботающими на привозном топливе, от-
носятся к первой группе. Энергоре-
сурсы второй группы разделяют обыч-
но на три вида: горючие, тепловые и
избыточное давление.
К горючим энергоресурсам отно-
сятся: горючие газы от различных
технологических агрегатов, доменных,
коксовых и ферросплавных печей,
сталеплавильных конвертеров, проду-
ваемых кислородом, различных агре-
гатов нефтеперерабатывающих и неф-
техимических заводов, сажевых пе-
чей, абгаз при производстве синтети-
ческого каучука, смолы коксохимиче-
ского и других производств и т. п.
К ним относят также отходы горючего
сырья по тем или иным причинам, не
используемые для технологической пе-
реработки (щепа, опилки, коксовая
мелочь и т. п.).
К тепловым энергоресурсам относят
несущие физическую теплоту различ-
ные газы, выходящие из технологиче-
ских агрегатов, раскаленный кокс,
расплавленные шлаки, горячий агло-
мерат, основные продукты, выдавае-
мые технологическими агрегатами при
высоких температурах, теплоносите-
ли, охлаждающие конструктивные эле-
менты технологических агрегатов, от-
работавший пар и т. п.
К третьему виду энергоресурсов
относят избыточное давление (против
атмосферного или необходимого потре-
бителю) различных газов или жидко-
стей, образующихся в некоторых про-
изводствах, например избыточное дав-
ление доменного газа, используемое
в специальных газовых турбинах —
ГУБТ мощностью до 25 МВт на газе
от одной печи и др.
Образующиеся в технологических
агрегатах энергоресурсы называют
вторичными (ВЭР) или побочными
(ПЭР) * в отличие от первичных, по-
ступающих со стороны.
В понятие «вторичные энергоресур-
сы» по различным инструкциям не
включают ряд энергоресурсов, обра-
зующихся на предприятиях. Так, по
[38] к ним не относят горючие газы
коксовых и нефтеперерабатывающих
заводов и др.
* Термин ПЭР рекомендован Комите-
том научно-технической терминологии
АН СССР.
207

По-разному определяют относимую
к вторичным энергоресурсам физиче-
скую теплоту уходящих газов: по эн-
тальпии на выходе из рабочего про-
странства агрегата или по энтальпии
газов после регенераторов.
Следует отметить, что нельзя од-
нозначно для всех случаев установить,
что такой-то энергоресурс всегда отно-
сится ко вторичным, а такой-то не
относится.
Так, коксовый газ, подаваемый на
азотно-туковый завод, где он исполь-
зуется как сырье для производства
азотных удобрений, нельзя считать
энергоресурсом. Но тот же коксовый
газ, сжигаемый на заводе в различных
печах или котлах, является заводским
энергоресурсом и входит в энерго-
баланс предприятия.
Древесные отходы (опилки, щепа
и др.), если они из-за нетранспорта-
бельности или по другим причинам
могут быть использованы только в
топках котлов предприятия, относятся
к его энергоресурсам. Эти же отходы
в случае, когда они используются как
сырье для изготовления древесных
плит и т. п., к энергоресурсам не от-
носятся.
С точки зрения интересов народно-
го хозяйства в целом важно при соста-
влении и организации энергобалансов
предприятий возможно полно и эф-
фективно использовать все внутрен-
ние энергоресурсы предприятий неза-
висимо от того, включаются ли они
в понятия «вторичные» или «побочные»
энергоресурсы по тем или иным инст-
рукциям.
Поэтому ниже во избежание разно-
чтения мы не будем пользоваться тер-
минами «вторичные» или «побочные»
энергоресурсы, а будем применять
термин «внутренние энергоресурсы»
(ВЭР), включая в это понятие все без
исключения виды энергоресурсов, ко-
торые образуются на предприятиях
в ходе технологических и производст-
венных процессов и не используются
по тем или иным причинам в данном
технологическом агрегате, включая
отходы горючего сырья, которые не
используются в данном агрегате или
в качестве сырья для других
агрегатов как на данном предприятии,
так и на других.
Рассмотрим основные вопросы, воз-
никающие при включении установок,
использующих ВЭР, в тепловую схему
предприятия, а также при определе-
нии профиля и состава ТЭЦ на при-
мере металлургического завода с пол-
ным циклом.
Характерной особенностью боль-
шинства ВЭР как на металлургиче-
ских, так и других заводах является
неравномерный, а часто и периодиче-
ский график их выхода, диктуемый
условиями работы технологического
агрегата.
Так, паропроизводительность од-
ного котла-утилизатора (КУ) за круп-
ным сталеплавильным конвертером
при сжигании в нем конвертерного
газа (т. е. использовании как физиче-
ской, так и химически связанной теп-
лоты этого газа) составляет до 400 т/ч.
На выходе из конвертера газ имеет
температуру около 1600° С, а его
теплота сгорания составляет 7500—
8500 кДж/м3. В перерывах между
плавками, длительность которых нор-
мально равна 15—20 мин, а длитель-
ность самой плавки 10—15 мин, паро-
производительность КУ составляет
только небольшую долю максимальной
и поддерживается так называемой
подтопкой, т. е. сжиганием посторон-
него газа.
В цехе обычно работают последо-
вательно по времени два конвертера.
График их работы на практике не-
редко сильно сдвигается по времени,
в результате чего периоды максималь-
ного выхода пара могут совпадать.
Столь резко переменные выходы боль-
ших масс пара чрезвычайно затруд-
няют его использование.
В мартеновских печах плавка длит-
ся от 6 до 12 ч, причем по периодам
плавки (завалка, плавление, доводка,
выпуск) как расход уходящих газов,
так и их температура могут изменять-
ся на 20—30% и более. Соответственно
изменяются и паропроизводительность
котлов-утилизаторов на отходящих га-
зах. Кроме того, КУ подвержены
сильному заносу, поэтому, несмотря
на применяемые различные способы
очистки поверхностей нагрева, паро-
производительность КУ постепенно
падает и их приходится останавли-
вать для очистки.
Паропроизводительность КУ за пе-
нами прокатных цехов зависит от ре-
208

жима работы станов. При смене валков
прокатных станов паропроизводитель-
ность КУ уменьшается в несколько
раз. Уменьшается она и в периоды,
когда имеются избытки разогретого
металла и т. п. Между тем суммарная
паропроизводительность КУ только
одного крупного листопрокатного ста-
на составляет до 300—400 т/ч. По-
этому колебания паропроизводитель-
ности этих КУ сильно сказываются
на паровом балансе завода.
Установки сухого тушения кокса
(УСТК) могут давать на крупном за-
воде пар в количестве 200—300 т/ч.
Этим паром можно обычно удовлетво-
рить всю потребность в паре химиче-
ской части коксохимического произ-
водства. Однако по условиям произ-
водства коксовые батареи часто оста-
навливают ежесуточно примерно на
один час. В это время подача раска-
ленного кокса в УСТК прекращается.
В то же время химическое производст-
во перерывов в подаче пара не допу-
скает, поэтому требуется крупный,
надежный, резервный источник пара.
Выход доменного газа при нор-
мальной работе доменной печи про-
исходит довольно равномерно, наблю-
даются только кратковременные про-
валы в моменты выпуска чугуна и др.
Однако в сети доменного газа по-
стоянно наблюдаются «толчки», при-
водящие к вынужденному сбросу из-
бытков газа в атмосферу через спе-
циальные свечи, в которых он сжи-
гается *. Объясняется это в основном
переменным графиком потребления до-
менного газа. Например, регенератив-
ные доменные воздухонагреватели (по-
требляющие 20—30% всего газа) яв-
ляются аппаратами периодического
действия, насадка которых сначала
разогревается путем сжигания домен-
ного и других газов, а затем она отдает
аккумулированную теплоту воздуху,
идущему в печь.
При отключении разогревшегося
воздухоподогревателя в сети появ-
ляется избыток доменного газа, кото-
рый может быть довольно длительным.
Химически связанная теплота до-
менного газа от одной крупной печи
(объемом 5000 м3) эквивалентна при-
* Доменный газ очень токсичен, поэтому
перед сбросом в атмосферу его сжигают.
мерно 100 т условного топлива в час.
Поэтому возможно полное использо-
вание доменного газа имеет большое
значение.
При остановках доменной печи на
мелкий и текущий ремонт длительно-
стью от долей часа до нескольких су-
ток из энергобаланса завода выпадает
большой приход горючего газа. Во
время капитальных ремонтов печей
и реконструкций поступление газа
прекращается на длительный срок.
Доменный газ принадлежит к чис-
лу горючих ВЭР, которые из-за срав-
нительно низкой теплоты сгорания
(около 4000 кДж/м3) не могут склади-
роваться (аккумулироваться) или
транспортироваться на значительные
расстояния. Практически его можно
потреблять только на данном заводе.
Выход газа из крупной печи соста-
вляет около 700 000 м*7ч. Попытки
применить крупные газгольдеры (по
100 000 м:з) себя не оправдали главным
образом потому, что они не могли
компенсировать резкие изменения
(толчки) расходов газа. Для сведения
потерь доменного газа к минимуму не-
обходимы мощные, гибкие буферные
потребители газа на заводе. Такими
буферными потребителями в большин-
стве случаев могут являться котлы.
Топливно-энергетический баланс и те-
пловая схема завода должны строить-
ся с учетом отмеченных особенностей
баланса доменного газа. Приведенные
данные, которые можно было бы про-
должить, показывают, какой сложной,
многоплановой задачей является пра-
вильное построение тепловой схемы
завода, которая давала бы комплексно
оптимальное наиболее экономичное
решение.
В настоящее время сильно возрос-
шая степень использования ВЭР при-
вела к тому, что на ряде заводов они
стали существенной и даже основной
частью баланса теплоты. Так, на ряде
заводов черной металлургии за счет
ВЭР можно в среднегодовом разрезе
покрыть всю потребность завода в
производственном паре 0,8—1,3 МПа;
при этом наблюдается зимой недоста-
ток пара, а летом избыток.
В ряде проектов пароснабжение
заводов почти полностью базируется
на утилизационных установках. Это
предъявляет к системам использова-
209

ния ВЭР новые серьезные требова-
ния:
1) они должны надежно, беспере-
бойно удовлетворять паром (теплотой)
технологических потребителей или
приводные агрегаты различных меха-
низмов (компрессоры, насосы и др.);
2) график получения энергоресур-
сов за счет ВЭР должен быть увязан
с графиком потребности завода в энер-
горесурсах;
3) должен быть решен вопрос ре-
зервирования установок, использую-
щих ВЭР, особенно при технологиче-
ских процессах и производствах, не
допускающих перерывов в подаче
энергоресурсов;
4) вопросы энергоснабжения (теп-
лоснабжения завода) должны решать-
ся с учетом фактических режимов ра-
боты агрегатов генерирующих ВЭР и
связанных с этими агрегатами техно-
логических установок.
Непрерывно повышаются требова-
ния к экономическим показателям си-
стем, использующих ВЭР, в связи
с современным общим развитием энер-
гетики страны. Так, затраты на выра-
ботку электроэнергии в энергосисте-
мах благодаря внедрению закритиче-
ских параметров пара и резкому по-
вышению единичных мощностей основ-
ного оборудования значительно сни-
жаются. Это ухудшает сравнительные
экономические показатели силовых
установок, использующих ВЭР для
выработки электрической или механи-
ческой энергии.
На экономические показатели уста-
новок, использующих ВЭР, график
выхода которых подвержен периоди-
ческим изменениям, большое влияние
оказывает учет затрат на их резерви-
рование в энергосистемах или на за-
воде [53].
В ряде случаев по условиям про-
изводства и строительства технологи-
ческие агрегаты, которые могут ис-
пользовать энергоресурсы, вырабаты-
ваемые утилизационными установка-
ми, сооружаются раньше агрегатов,
генерирующих ВЭР. В этих случаях
требуется сооружение специальных
энергоустановок для обеспечения ра-
боты сооруженных агрегатов до ввода
в действие утилизационных установок.
Это сказывается на экономических
показателях систем, использующих
ВЭР, и составе энергохозяйства за-
вода.
Оптимальное построение тепловой
схемы завода осложняется также тем,
что большинство ВЭР могут использо-
ваться по-разному (разные типы и схе-
мы утилизационных установок, раз-
личные вырабатываемые энергоресур-
сы и их параметры и др.). Это обстоя-
тельство сильно увеличивает число
возможных вариантов.
При установке котлов-утилизато-
ров весьма важным и сложным вопро-
сом является выбор оптимальных па-
раметров пара. Влияние начальных
параметров пара на эффективность
ТЭС, работающих на топливе, хорошо
изучено. Однако закономерности, от-
носящиеся к ТЭС, не могут быть рас-
пространены на утилизационные уста-
новки. Одной из причин такого поло-
жения является то, что при распро-
страненных температурах уходящих
газов технологических агрегатов 400—
600° С и ниже повышение давления
в КУ существенно уменьшает его па-
ропроизводительность (см. рис. 7-4.).
Как показали детальные расчеты
при температурах уходящих газов,
характерных для многих современных
технологических агрегатов, экономи-
чески оптимальное давление пара в КУ
не превышает, как правило, 2—4МПа,
даже если пар от них используется
на силовые нужды.
Большое значение для экономиче-
ской эффективности использования
ВЭР имеет правильное определение оп-
тимальной степени их использования,
причем под степенью использования
может пониматься как доля данного
вида ВЭР от общего (максимального)
его выхода, которая используется в
данном случае, так и суммарная сте-
пень использования различных ВЭР.
данного предприятия в целом.
У большинства технологических
агрегатов расход и температура ухо-
дящих газов подвержены в течение
суток, а иногда и часа довольно силь-
ным колебаниям. Соответственно па-
ропроизводительность КУ также силь-
но изменяется.
Выбор расчетной паропроизводи-
тельности КУ по максимальному рас-
ходу уходящих газов удорожает уста-
новку, но позволяет возможно полно
использовать теплоту уходящих газов
2L0

данного агрегата фв годовом раз-
резе).
Ориентировка на использование
только базовой (минимальной) части
графика выхода ВЭР значительно
уменьшает количество (суточное, ча-
совое) используемой теплоты, но зато
резко уменьшает удельные затраты на
установку и обеспечивает ровный, на-
дежный режим ее работы.
В большинстве случаев при изоли-
рованном рассмотрении вопроса на-
иболее выгодная паропроизводитель-
ность лежит между максимально воз-
можной и базовой, причем она зависит
от характера графика выхода ВЭР.
При комплексном рассмотрении во-
проса оптямальные решения могут
быть другими. Так, если для покрытия
всех потребностей завода в паре (теп-
лоте) достаточно использовать только
базовую часть графика выхода ВЭР,
то, как правило, не оправдывается
установка КУ, рассчитанных на мак-
симальный выход теплоты. Если же
утилизационные установки могут по-
крывать только часть потребности за-
вода в паре и на заводе имеется доста-
точно мощная ТЭЦ, способная покрыть
провалы паропроизводительности КУ,
то оптимальной может оказаться мак-
симально возможная паропроизводи-
тельность КУ или близкая к ней.
Если снижение паропроизводитель-
ности КУ против расчетной длится
только сравнительно небольшую часть
их рабочего времени, то наиболее
экономичное решение может дать так
называемая подтопка КУ. Топливо,
расходуемое на подтопку КУ, имею-
щих обычно низкие параметры пара,
используется в энергетическом отно-
шении менее эффективно, чем топ-
ливо, сжигаемое в парогенераторах
высокого давления ТЭЦ. Однако по
экономическим показателям подтопка
в годовом разрезе может оказаться
весьма эффективной, так как позво-
ляет уверенно базировать на КУ даже
ответственных потребителей пара при
минимальных дополнительных капи-
тальных затратах, а также полнее
использовать теплоту отходящих газов
в суточном (годовом) разрезе.
Есть и технические причины, влия-
ющие на выбор паропроизводитель-
ности КУ. Так, нередко КУ связаны
с системами газоочистки технологиче-
ских агрегатов, так как охлаждают
газ перед ними. В этом случае КУ
приходится рассчитывать на пропуск
пиковых расходов газа *.
Котлы-утилизаторы обычно тре-
буют применения искусственной тяги
Параллельная работа естественной и
искусственной тяги (для части газа,
идущей через КУ) не всегда воз-
можна. Поэтому для обеспечения нор-
мальной работы технологического аг-
регата в таких случаях тяговые уст-
ройства приходится рассчитывать на
пропуск максимального расхода газа.
Это удорожает КУ и вырабатываемую
ею теплоту.
В заключение следует подчеркнуть
необходимость и важность комплекс-
ного рассмотрения вопроса об опти-
мальном использовании ВЭР с учетом
условий работы энергохозяйства пред-
приятия в целом, включая ТЭЦ, а
также с учетом условий энергоснаб-
жения соседних предприятий и района
в целом.
11-3. ГРАФИКИ ТЕПЛОВЫХ
НАГРУЗОК ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
Для правильного выбора оборудо-
вания и режимов работы заводской
ТЭЦ, а также правильного расчета ее
энергетических и экономических по-
казателей важное значение имеет пра-
вильное определение графиков ее теп-
ловых нагрузок с учетом неизбежных
пределов колебаний этих нагрузок,
а также задач ТЭЦ по резервированию
других источников энергоресурсов на
заводах.
Методы построения графиков рас-
хода теплоты на отопление, вентиля-
цию и горячее водоснабжение хорошо
разработаны и должным образом учи-
тываются при проектировании ТЭЦ.
Значительно менее разработана ме-
тодика определения паровых нагру-
зок и их графиков. В большинстве
случаев расчетные расходы пара опре-
деляют по усредненным удельным нор-
мам расхода пара на единицу продук-
ции и т. п., которые далеко не всегда
базируются на проверенных практи-
кой или опытом данных и не учиты-
* Иногда часть газа перед газоочисткой
охлаждают впрыском воды.
2Ы

вают реальных годовых, суточных и
часовых графиков потребления пара.
Особенно трудно определить расходы
пара для новых производств, поэтому
их обычно дают с большими запасами.
Большинству предприятий для техно-
логических и производственных целей
требуется пар 0,5—0,8 и 1,2—1,8МПа.
Долгое время при проектировании
ТЭЦ принимали, что расход пара на
производство характеризуется ровным
графиком и почти не изменяется по
временам года. Ориентируясь на ров-
ную круглогодовую паровую на-
грузку, выбирали турбины ТЭЦ.
Рис. 11-2. Усредненные годовые графики па-
ровых нагрузок по некоторым отраслям про-
мышленности: машиностроительные
заводы; целлюлозно-бумажные ком-
бинаты; химические комбинаты;
. . .—нефтеперерабатывающие заводы.
Рис. 11-3. Графики годовых паровых нагру-
зок четырех типичных металлургических за-
водов с полным циклом.
/ — металлургический комбинат с максимально
ровным графиком (юг Урала); 2 — то же с графи-
ком средней ровности (Украина); 3 — то же с гра-
фиком средней ровности (север европейской части
СССР); 4 — то же с наиболее неровным графиком
(север Урала).
212
В действительности паровые на-
грузки почти всех предприятий ха-
рактеризуются определенной сезонной
неравномерностью даже на предприя-
тиях, работающих по непрерывной те-
хнологии (металлургия, химия, неф-
тепереработка и т. п.).
Кроме того, наблюдаются значи-
тельные колебания расходов пара в
пределах недели и суток (предприя-
тия, работающие не по непрерывной
технологии, двухсменные и др.). Зна-
чительные колебания расходов пара
вызываются также отмеченными в пре-
дыдущем параграфе режимами работы
установок, использующих ВЭР.
На рис. 11-2 показан годовой гра-
фик расходов пара заводами ряда от-
раслей промышленности, составлен-
ный Энергосетьпроектом по обследо-
ванию большого числа заводов.
На этом рисунке графики по от-
дельным отраслям промышленности
получены путем усреднения графиков
группы заводов данной отрасли. На
отдельных заводах каждой отрасли
графики могут существенно откло-
няться от средних значений в ту или
другую сторону.
Например, на рис. 11-3 показаны
годовые графики паровой нагрузки че-
тырех крупных типичных металлурги-
ческих заводов с полным циклом (по
данным Центроэнергочермета), из ко-
торых видно, что и на заводах с не-
прерывной технологией сезонные рас-
ходы пара отличаются значительно
(летняя нагрузка составляет 55—75%
зимней).
В связи с отмеченной неравномер-
ностью паровых нагрузок сейчас яв-
ляется общепризнанным, что выбор
турбин с отборами промышленного
пара (П) надо производить с учетом
оптимального коэффициента теплофи-
кации остэц, как это делается при
выборе турбин для покрытия отопи-
тельных нагрузок (см. гл. 2).
При широком использовании ВЭР
в часовые, суточные и другие графики
паровых нагрузок могут вноситься
большие возмущения, которые надо
учитывать при составлении сум-
марных графиков тепловых нагрузок
завода и проектирования ТЭЦ.
Поэтому следует на графиках да-
вать не только усредненные расходы,
а указывать и возможные отклонения

расходов от их средних значений, вы-
зываемые теми или иными причинами.
Если ориентироваться только на
средние значения статей расхода и
прихода и не учитывать реальные гра-
фики тепловых нагрузок, то при «сред-
нем благополучии» иногда, как пока-
зала практика, не обеспечивается бес-
перебойное снабжение потребителей
энергоресурсами, а эффективность
энергохозяйства завода в целом ока-
зывается ниже проектной.
11-4. РАБОТА ТЭЦ КАК ЭЛЕМЕНТА
ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ЗАВОДА
В настоящем параграфе освещают-
ся основные вопросы, возникающие
при рассмотрении условий и показа-
телей совместной работы ТЭЦ и дру-
гих элементов тепловой схемы завода,
а именно:
1) целесообразно ли использовать
на ТЭЦ постоянные или сезонные из-
бытки пара низкого давления от ути-
лизационных установок;
2) следует ли при определении
энергетических и экономических по-
казателей систем использования ВЭР
учитывать возможное их влияние на
комбинированную выработку теплоты
и электроэнергии на ТЭЦ;
3) условия использования горючих
ВЭР на ТЭЦ.
На многих производствах имеются
иногда большие низкопотенциальные
ВЭР, за счет которых может быть по-
лучен пар давлением 0,3—0,8 МПа или
горячая вода. Зимой теплота этих
ВЭР может быть использована на
отопление, летом из-за отсутствия по-
требителей соответствующие утилиза-
ционные установки часто приходится
отключать или, если их нельзя отклю-
чить, пар от них сбрасывать в атмо-
сферу (например, пар от систем испа-
рительного охлаждения технологиче-
ских агрегатов). В результате летом
на многих заводах появляются из-
бытки пара низкого и среднего давле-
ния от утилизационных установок.
Этот избыточный пар может быть
использован на ТЭЦ для подогрева
питательной воды парогенераторов,
подогрева жидкого топлива, сушки
твердого топлива и др. При этом
почти во всех случаях утилизацион-
ный («бестопливный») пар вытесняет
отборный пар турбин, что снижает
выработку электроэнергии на тепло-
вом потреблении. Однако, несмотря
на это, использование утилизацион-
ного пара на ТЭЦ всегда дает эконо-
мию топлива по заводу в целом, хотя
эта экономия и меньше топливного
эквивалента поданной на ТЭЦ теп-
лоты.
При замене отборного пара в реге-
неративном подогревателе турбины па-
ром со стороны расход теплоты топ-
лива на турбину (AQTyp) при сохране-
нии ее электрической мощности и тем-
пературы питательной воды умень-
шится на
AQTyp = £QoT6, (П-1)
где § — коэффициент ценности тепло-
ты для данного отбора (см. гл. 5);
Qot6 — количество теплоты, расходуе-
мой на подогрев питательной воды
в данном регенеративном подогрева-
теле.
Значения £ для отборов низкого
давления (до деаэратора) при началь-
ных параметрах пара 13 МПа, 555° С
составляют от 0,25 до 0,55. Следова-
тельно, если, например, паром ВЭР
вытесняется Qot6 = 10 ГДж/ч теп-
лоты пара из отбора, характеризуе-
мого Е- = 0,35, то с учетом к. п. д. па-
рогенераторов ТЭЦ (т]кот = 0,88) эко-
номия теплоты топлива по заводу со-
ставит (пар ВЭР «бестопливный»):
Поскольку конденсат пара ВЭР
по своему качеству (солесодержание
и др.) значительно уступает конденсату
турбин ТЭЦ, то подогрев им питатель-
ной воды следует производить в от-
дельных подогревателях или надо пре-
дусматривать другие мероприятия,
предупреждающие смешение конден-
сатов пара ВЭР и станционного.
Это обстоятельство должно учиты-
ваться при определении экономиче-
ских показателей рассматриваемого
способа использования пара ВЭР на
ТЭЦ, так же как и стоимость тран-
спорта пара ВЭР до ТЭЦ.
У турбин высокого давления в ре-
генеративные отборы поступает до
30% всего пара, идущего на турбину,
поэтому несмотря на сравнительно
низкие значения коэффициентов цен-
ности тепла | отборов, вытесняемых
213

паром низкого давления ВЭР, абсо-
лютные размеры экономии топлива по
заводу могут быть значительными.
Представляет интерес отметить
аналогию между парогазовыми уста-
новками по схеме (см. рис. 7-1), при
которых питательная вода парогенера-
торов нагревается выхлопными газами
ГТУ, а паррвая регенерация исклю-
чается или уменьшается, и рассмотрен-
ным случаем, когда эта вода нагре-
вается теплотой от утилизационных
установок.
Следует также учитывать, что при
переводе подогрева питательной воды
парогенераторов на посторонний пар
электрическая мощность большинства
турбин может быть увеличена на 10—
20% при том же расходе пара через
головную часть турбины. Это умень-
шает удельные постоянные расходы на
электроэнергию и снижает ее себестои-
мость.
Перейдем к рассмотрению вопроса
об учете влияния использования ВЭР
на показатели работы ТЭЦ.
Использование ВЭР для теплоснаб-
жения завода уменьшает тепловую на-
грузку ТЭЦ, а следовательно, и ком-
бинированную выработку теплоты и
электроэнергии в данной энергосисте-
ме. Поэтому при проектировании но-
вого завода или расширении завода
необходимо провести технико-эконо-
мическое сравнение вариантов тепло-
снабжения завода от ТЭЦ или в той
или иной степени за счет ВЭР.
При средней стоимости топлива
(около 20 руб/т), как правило, более
экономичным оказывается использо-
вание многих видов ВЭР. При очень
дешевом топливе использование ряда
ВЭР может оказаться экономически
не оправданным.
Для соблюдения условий технико-
экономической сопоставимости при
сравнении вариантов ТЭЦ или ВЭР
экономию топлива, достигаемую ис-
пользованием ВЭР, следует опреде-
лять по сравнению с теплоснабжением
от котельной на топливе (раздельный
вариант) без учета влияния использо-
вания ВЭР на изменение тепловой на-
грузки ТЭЦ. Объясняется это тем, что
показатели ТЭЦ определяются путем
сравнения с раздельным вариантом
производства теплоты и электро-
энергии.
Если использование ВЭР оказа-
лось экономичнее установки на ТЭЦ
дополнительных турбин, то экономию
топлива и приведенных затрат при
определении итоговых показателей
принятого варианта также следует оп-
ределять по сравнению с теплоснабже-
нием от котельной. Сказанное может
быть пояснено следующим примером.
Пусть для теплоэнергоснабжения
какого-то объекта (района) проводи-
лось технико-экономическое сравнение
ряда вариантов ТЭЦ: паротурбин-
ных — на разные начальные пара-
метры пара с разными типами тур-
бин, парогазовых, газотурбинных,
атомных.
В итоге наиболее экономичной из
рассмотренных оказалась, например,
ТЭЦ А, которая и принята к сооруже-
нию. Теперь, говоря об экономии топ-
лива и приведенных затрат, даваемой
ТЭЦ А, их определяют путем сравне-
ния с раздельным вариантом (КЭС
плюс котельная), а не путем сравне-
ния с одной из рассмотренных и ока-
завшейся менее экономичной ТЭЦ
(например, ТЭЦ Б или ТЭЦ Вит. д.).
Аналогично следует вести расчеты,
когда на действующем заводе имеется
ТЭЦ, покрывающая совместно с ВЭР
все его потребности в теплоте, но на
заводе сооружаются новые цехи, име-
ющие ВЭР, с вводом которых на за-
воде появляются новые тепловые на-
грузки.
Другое дело, если на действующем
заводе имеется ТЭЦ, покрывающая
все его потребности в теплоте, которые
в обозримом будущем заметно не уве-
личатся, а в то же время на заводе
имеются ВЭР, которые могут быть
использованы для выработки теплоты
или электроэнергии.
В этом случае при расчетах по оп-
ределению показателей, намечаемых
к сооружению тех или иных систем
использования ВЭР, а также выборе
направления использования ВЭР (теп-
ловое, силовое, комбинированное)
нужно учитывать снижение экономич-
ности существующей ТЭЦ, на которой
теплофикационные турбины уже уста-
новлены, так как экономичность лю-
бого мероприятия должна опреде-
ляться по показателям всего комплек-
са (завода в целом), а не по показате-
лям изолированных установок. По
214

показателям комплекса должен ре-
шаться вопрос, целесообразно ли по
экономическим соображениям соору-
жение установок для использования
ВЭР.
Таким образом, при определении
экономической эффективности систем
использования ВЭР, с учетом которой
решается вопрос о целесообразности
сооружения этих систем, вопрос о
влиянии использования ВЭР на пока-
затели работы ТЭЦ должен рассматри-
ваться по-разному.
Надо учитывать, что при сооруже-
нии ТЭЦ резко возрастает потребность
в привозном топливе и как следствие
возрастает загрязнение окружающей
среды. Так, если годовая потребность
в теплоте составляет Qn, то на ТЭЦ,
вырабатывающей кроме теплоты еще
круглогодично и электроэнергию,
придется сжигать топливо в количе-
стве, эквивалентном (2 -г- 2,5) Qn, осо-
бенно когда тепловая нагрузка носит
сезонный характер.
При покрытии тепловых нагрузок
за счет ВЭР расход привозного топ-
лива по заводу не возрастает и нет
дополнительного загрязнения окру-
жающей среды.
Специфическими являются вопро-
сы рационального использования го-
рючих ВЭР на заводе и на ТЭЦ. Твер-
дые и жидкие ВЭР, имеющие, как пра-
вило, довольно высокую теплоту сго-
рания (от 10 000 до 20 000 кДж/кг),
могут складироваться (аккумулиро-
ваться) и экономично транспортиро-
ваться на значительные расстояния,
поэтому условия их использования по
существу такие же, как и других ви-
дов топлива, имеющих сходные ха-
рактеристики. Однако в некоторых
случаях горючие отходы резко отли-
чаются от обычных видов топлив, по-
этому для их использования требуются
специальные установки. Так, для сжи-
гания и регенерации щелоков в целлю-
лозном производстве требуются спе-
циальные агрегаты и т. п.
Гораздо сложнее рационально ис-
пользовать газообразные горючие
ВЭР, которые часто практически не
могут аккумулироваться, а график их
выхода во многих случаях подвержен
резким колебаниям. Кроме того, мно-
гие газообразные ВЭР имеют низкую
теплоту сгорания — до 4000 кДж/кг
(доменный газ, газ ватержакетных пе-
чей и др.).
В энергобалансах заводов черной
металлургии большую роль играет до-
менный газ, суммарный выход кото-
рого на многих крупных заводах зна-
чительно превышает 1 млн. м3/ч и
эквивалентен 150—250 т. условного
топлива в час. Доменный газ в значи-
тельной части используется на обогрев
металлургических агрегатов как в чи-
стом виде, так и в смеси с коксовым и
природным газом (доменные воздухо-
нагреватели, коксовые батареи, раз-
личные печи и др.). Технологические
агрегаты требуют бесперебойной по-
дачи по соответствующему графику га-
за стабильного состава, на который
настроена их система автоматики, а,
как было отмечено ранее, балансы газа
постоянно нарушаются, причем иногда
довольно резко. Особенно большие на-
рушения наступают при остановках
одной из доменных печей. Поэтому
в практике проектирования принято
газ от одной самой крупной печи оста-
влять в качестве «постоянного» из-
бытка, который должен сжигаться под
котлами, где он может быть в любой
момент заменен другим топливом.
Кроме «постоянного» избытка домен-
ного газа котлы должны быть при-
способлены к сжиганию «периодиче-
ских» избытков газа, которые часто
могут равняться «постоянным» и даже
превосходить их. Периодические из-
бытки могут быть кратковременными
(доли часа) и длительными, например
при остановке крупного потребителя
на ремонт и т. п.
Таким образом, во избежание по-
терь больших количеств доменного
газа (топлива) на ТЭЦ приходится
сжигать большие, постоянно изменяю-
щиеся количества доменного газа. Ра-
циональное его сжигание связано с
большими трудностями. Дело в том,
что сжигание доменного газа резко
изменяет работу обычных парогенера-
торов. Из-за низкой теплоты сгорания
доменного газа (4000—4500 кДж/м3)
и большой балластированности его
инертными газами (~56%, N2 и
~14% С02) температура в топке паро-
генератора сильно снижается; кроме
того, светимость продуктов сгорания
доменного газа низкая, все это ухуд-
шает работу радиационных повёрхно-
215

стей нагрева. Увеличивается массовый
расход дымовых газов через парогене-
ратор при той же его паропроизводи-
тельности, растет температура пере-
грева пара, растет температура ухо-
дящих газов, перегружаются дымо-
сосы и др. Из-за отмеченных обстоя-
тельств паропроизводительность обыч-
ных парогенераторов при переводе их
на доменный газ снижается до 70—
12-1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
При проектировании промышлен-
ных электростанций должны рассмат-
риваться следующие основные вопро-
сы:
1) надежность энергоснабжения
при безопасной и высокопроизводи-
тельной организации труда персонала;
2) высокая экономичность работы
оборудования;
3) наименьшие приведенные за-
траты из всех сравниваемых вариан-
тов теплоэнергоснабжения;
4) оптимальная степень и схема
использования вторичных энергоре-
сурсов промышленного предприятия;
5) оптимальные сроки ввода обо-
рудования с учетом динамики роста
тепловой и электрической мощности
промышленных потребителей;
6) защита окружающей среды от
вредных воздействий технологическо-
го процесса ТЭЦ.
Главным этапом в проектировании
ТЭЦ является выбор основного обору-
дования и прежде всего электрической
и тепловой мощности станции. Его
производят совершенно иначе, чем
для мощных конденсационных элект-
ростанций. Мощные КЭС системы
проектируются и сооружаются в соот-
ветствии с развитием единой энерге-
тической системы страны по общему
народнохозяйственному плану, раз-
работанному применительно к еди-
ной энергетической системе СССР.
Проектирование и сооружение
промышленных ТЭЦ ведется обычно
индивидуально для каждого промыш-
ленного района или предприятия с
обоснованием и утверждением этого
проекта в Госплане СССР или Гос-
75% номинальной. При совместном
сжигании доменного газа с другим
топливом, особенно с углем с малой
реакционной способностью, сущест-
венно снижается к. п. д. парогенера-
торов. Есть конструкции парогенера-
торов, которые могут хорошо работать
и на доменном газе. Это надо учиты-
вать при проектировании заводских
ТЭЦ.
планах союзных республик. Таким
образом, промышленные и районные
ТЭЦ должны вписываться в единую
энергетическую систему страны в том
случае и в тех местах, где их сооруже-
ние дает большую экономию приве-
денных затрат для народного хозяй-
ства вследствие экономии топлива от
комбинированной выработки электро-
энергии на базе теплоты, отпускаемой
для промышленности и коммунально-
бытового потребления. Поэтому выбор
основного оборудования промышлен-
ной ТЭЦ определяется тепловыми по-
требителями, для удовлетворения ко-
торых и проектируется ТЭЦ.
Экономичность ТЭЦ и в особенно-
сти удельный расход топлива на элек-
троэнергию определяется долей ком-
бинированной выработки от общей
выработки ТЭЦ, причем чем больше
доля комбинированной выработки, тем
выше экономичность ТЭЦ, тем боль-
шую экономию топлива она дает в
энергосистеме.
Поэтому перед началом проекти-
рования промышленной ТЭЦ необ-
ходимо иметь полное представление
о характере, емкости, параметрах, ре-
жиме работы и динамике развития
технологических, коммунально-быто-
вых и всех других видов потребителей
теплоты. Для этого составляется под-
робный топливно-энергетический рас-
ходный баланс промышленных пред-
приятий и сопутствующих им комму-
нально-бытовых потребителей. В ка-
честве одного из частей в расходном
балансе даются потребности в электро-
энергии по различным видам потреби-
телей, отличающихся напряжением.
Однако расходная часть баланса
по электроэнергии и, в частности,
ГЛАВА ДВЕНАДЦАТАЯ
ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ТЭЦ
216

максимально потребная электриче-
ская мощность всех потребителей не
является единственным критерием для
выбора мощности турбогенераторов
ТЭЦ, работающих в единой энерго-
системе. Недостаток или избыток мощ-
ности для потребителей данного рай-
она покрывается или отдается в энер-
госистему. Системным путем реша-
ются также вопросы резервирования
и обеспечения надежности электро-
снабжения.
12-2. ПРЕДВАРИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ ТЭЦ
Электрическая мощность ТЭЦ дол-
жна определяться по количеству от-
пускаемой удельной комбинированной
выработки по формуле:
№ц = фк [эот (1 + е„) aT3uQoxKC +
+ ^np(l+^p)anPQnpaKC]> U2-D
где Л^тэц — минимальная электриче-
ская мощность ТЭЦ на базе комбини-
рованной выработки электроэнергии;
я|)к — коэффициент выработки мощ-
ности за счет вентиляционного про-
пуска пара в конденсатор, обычно
я|)к =1,02-г- 1,05; э0 и эпр — удель-
ная комбинированная выработка на
базе отопительного и промышленного
отборов пара; еот и епр — доля ком-
бинированной выработки на базе ре-
генеративного подогрева конденсата
греющего пара отопительного и про-
мышленного отборов; атэц — коэф-
фициент теплофикации коммунально-
бытовой нагрузки, определяемый по
технико-экономическим расчетам на
основе методики, приведенной в гл. 2;
QotKC — расчетная нагрузка комму-
нально-бытовых потребителей, при-
соединенных к ТЭЦ; апр — коэффи-
циент теплофикации промышленной
нагрузки, показывающий целесооб-
разную по технико-экономическим
расчетам долю промышленной нагруз-
ки, отпускаемую из отборов и противо-
давления турбин, от максимальной
нагрузки; Q„pKC — максимальная теп-
ловая нагрузка промышленных по-
требителей.
Расчет электрической мощности
ТЭЦ приходится выполнять методом
последовательного приближения, так
как при проектировании неизвестны
тип и начальные параметры турбин,
а поэтому, следует предварительно
оценивать э и е с последующим уточ-
нением.
Большое значение для определе-
ния Nтэц имеет выбор значений QotKC
и QnpKC, которые зависят от теплового
баланса района и промышленных пред-
приятий, а также от целесообразного
радиуса охвата прилегающих к проек-
тируемой ТЭЦ потребителей теплоты.
Радиус охвата тепловых потребителей
зависит от параметров и вида тепло-
носителя, а также от удельной тепло-
вой плотности и характера тепловой
нагрузки, от типа прокладки тепло-
проводов, от стоимости топлива и обо-
рудования в данном экономическом
районе. Для коммунально-бытовых
потребителей при застройке пятиэтаж-
ными и более высокими домами техни-
ко-экономический радиус охвата теп-
ловых потребителей составляет 15 —
20 км. Для технологических потреби-
телей, требующих пара с параметрами
0,7—1,5 МПа и имеющих число часов
использования максимума тепловой
нагрузки более 3000—4000 ч в году,
технико-экономический радиус охвата
составляет 5—7 км. Значения
апр также приходится предварительно
оценивать, если не было проведено
технико-экономического расчета по их
определению в предварительной ста-
дии выбора варианта теплоэнергоснаб-
жения данного промышленного райо-
на. Для прикидочной оценки мощности
при стоимости топлива в районе 18—
23 руб/т можно рекомендовать при
Qo"KC > 350 МВт и Q™KC > 120 МВт
«тэц = 0,5 и апр = 0,7 с последую-
щим уточнением этих значений.
12-3. ВЫБОР ТИПА И ЧИСЛА
ТУРБИН ДЛЯ ТЭЦ
На основании заданных тепловых
нагрузок с учетом Л^тэц по формуле
(12-1) необходимо выбрать тип, число
и номинальную мощность паровых
турбин для проектируемой ТЭЦ. Ос-
новные типы теплофикационных тур-
бин приведены по ГОСТ в табл. 12-1.
При выборе типа турбин определяю-
щими являются параметры и емкость
тепловых потребителей и, в частности,
217

Таблица 12-1
Основные данные по теплофикационным стационарным паровым турбинам
(ГОСТ 3618-58)
Тип турбины
П-0,75-35
П-1,5-35
П-4-35
П-6-35
Т-4-35
Т-6-35
Т-12-35
Т-25-90
Т-50-133
Т-100/120-130
Т-175/210-130
Т-250/300-240
ПТ-12-90
ПТ-25-90
ПТ-60/75-130
ПТ-80/100-130
ПТ-135/165-130
Р-12-90
Р-25-90
Р-40-130
Р-50-130
Р-100-130
Номи-
наль-
ная
мощ-
ность,
МВт
0,75
1,5
4
6
4
6
I 12
25
50
100
175
250
12
25
60
80
135
12
25
40
50
100
На-
чальное
давле-
ние,
МПа
3,5
3,5
3,5
3,5
3,5
! 3,5
3,5
9
13
13
13
24
9
9
13
13
13
9
9
13
13
13
Номи-
наль-
ная
темпе-
ратура,
°С
435
435
435
435
435
435
435
535
565*
565 *
565*
560 **
535
535
565
565
565
535
535
565
565
565
Темпе-
ратура
проме-
ж у точ-
ного пе-
регре-
ва, °С
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
565**
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
Номи-
наль-
ный
расход
пара на
турби-
ну, т/ч
9,8
17,5
36
55,8
28,4
42,5
81
135
245
445
760
900
82,6
167
274
450
735
360
255
456
370
760
Давление в отборах
"пр и 'от'
МПа
0,5
0,5
0,5
0,5
0,12—0,25
0,12—0,25
0,12—0,25
0,12—0,25
0,05—2; 0,06—2,5
0,06—2,5
0,06—2,5
0,05—0,18; 0,06—0,2
1 1,0; 0,12—2,5
1,0; 0,12—2,5
0,7; 0,05—0,2; 0,06—0,25
1,8; 0,035—0,25
1,5; 0,035—0,25
Противодавление 3,1
1,8
3,1
1,3
1,5
Номинальный
отбор пара
Dnp* Qot>
т/ч МВт
7
12
25
40
—
—
—
—
—
—
—
—
50
80
200
250
320
—
—
—
—
—
—
—
—
14
21
40
58
104
180
312
400
18
46
41
70
165
—
—
—
—
—
* Начальная температура временно снижена до 555° С.
** Начальная температура временно снижена до 540° С.
давление и расход промышленного от-
бора или тепловая нагрузка комму-
нально-бытового потребителя.
Единичная мощность и тип тепло-
фикационных агрегатов на ТЭЦ, вхо-
дящих в энергосистемы, выбираются
наиболее крупными с наиболее высо-
кими начальными параметрами пара
для получения максимальной комби-
нированной выработки с меньшими
удельными капитальными затратами
на ТЭЦ. Удельные капитальные за-
траты на ТЭЦ снижаются с увеличе-
нием номинальной мощности турбин.
Поэтому число однотипных турбоге-
нераторов выбирают минимальным
(обычно один-два), если они обеспе-
чивают необходимый отпуск теплоты
с учетом атэц. *'
При полном развитии на ТЭЦ уста-
навливают не менее двух турбин для
обеспечения капитального ремонта.
Следует учитывать динамику роста
тепловой нагрузки района как для
правильного определения сроков вво-
да первого турбоагрегата, так и для
учета последующего развития ТЭЦ.
Обычно проектирование ТЭЦ ведется
на срок не менее 5—10 лет, а проекти-
рование развития больших систем
энергетики ведется на большие сроки
(10—15 лет). Такое проектирование
с учетом развития на большой срок
промышленных предприятий и райо-
нов возможно только в условиях со-
ветского социалистического планового
хозяйства. Планирование развития
энергетики на срок 5—10 лет в США
и Англии в условиях энергетического
кризиса и общего спада в развитии
промышленности в 70-е годы XX в.
не привело к положительным резуль-
татам.
При долгосрочном планировании
развития промышленного предприя-
тия и района приходится считаться
с недостаточной точностью в оценке
динамики развития тепловой нагрузки
промышленных предприятий и комму-
нально-бытового сектора. Иногда про-
исходит скачкообразный рост тепло-
вой нагрузки, например при пуске
нового цеха химического производства
с большим тепловым потреблением
218

или при подключении нескольких жи-
лых домов в новом микрорайоне.
Иногда происходит опережение или
замедление темпов роста тепловой на-
грузки. Все эти особенности в разви-
тии промышленного района необхо-
димо учитывать при выборе оборудо-
вания и при определении сроков ввода
в работу этого оборудования. Таким
образом, выбор оборудования промыш-
ленной, электростанции представляет
собой сложную технико-экономиче-
скую задачу, имеющую множество ре-
шений. Однако существует оптималь-
ный вариант выбора оборудования,
дающий в данной энергетической си-
стеме минимальный расход приведен-
ных затрат при полном удовлетворе-
нии всех промышленных и комму-
нально-бытовых потребителей. Обыч-
но реальное проектирование ТЭЦ в
энергосистеме требует рассмотрения
нескольких вариантов в динамике
развития промышленного района и
требует значительных затрат времени
проектных организаций даже с при-
менением ЭВМ. ,
Очень важной особенностью про-
мышленной ТЭЦ является ее роль
как элемента, замыкающего топливно-
энергетический баланс промышленно-
го предприятия и района. Прежде
всего это относится к необходимости
в пределах технико-экономической це-
лесообразности использовать вторич-
ные энергетические ресурсы промыш-
ленных предприятий с учетом нерав-
номерности их выхода и потребления.
Это обстоятельство требует от обору-
дования ТЭЦ не только высокой эко-
номичности, но и гибкости, приспо-
собленности к роли регулирующего
и замыкающего звена в системе теп-
лоэнергоснабжения промышленного
предприятия или района. Так, обычно
промышленные отборы турбин ТЭЦ
регулируют давление на коллекторах
промышленных потребителей. В лет-
нее время это часто приводит при из-
бытке ВЭР к необходимости пропу-
скать пар от коллектора в часть низ-
кого давления турбины для выработки
мощности на конденсационном режи-
ме, если такая перегрузка части низ-
кого давления допускается, так как
даже конденсационный путь исполь-
зования теплоты ВЭР выгоднее, чем
полная потеря ее. Вытеснение отбора
теплофикационной турбины приводит
к снижению комбинированной выра-
ботки на ТЭЦ. Поэтому в экономии
топлива от использования ВЭР сле-
дует учитывать коэффициент ценности
вытесняемого промышленного отбора,
определяемый из формулы:
Экономия топлива составит:
где Д(?эк и ДВЭ1С — экономия теплоты
и топлива на ТЭЦ; £отб — коэффици-
ент ценности вытесняемого отбора;
Qbsp — используемая теплота вторич-
ных энергоресурсов; Qp1 — низшая
теплота сгорания топлива; т)пГ —
к. п. д. парогенератора (нетто).
Экономия топлива должна окупать
затраты на сооружение установок для
получения и использования ВЭР в
пределах нормативного срока оку-
паемости:
где ток — срок окупаемости установки
по использованию ВЭР; 2/СВэр —
капитальные затраты по сооружению
установок для транспорта и использо-
вания ВЭР; Цт — стоимость замыкаю-
щего топлива в данном районе.
Большое значение при выборе ос-
новного оборудования ТЭЦ имеют во-
просы надежности снабжения тепло-
той и электроэнергией промышленных
и коммунально-бытовых потребителей.
Надежность снабжения электроэнер-
гией всех потребителей при наличии
связи с энергосистемой решается в ин-
тересах всей системы и учитывает си-
стемные связи и резерв мощности в
самой системе. Для ТЭЦ, имеющей
связь с энергосистемой, электрическая
мощность определяется комбиниро-
ванной выработкой электрической
энергии на базе отпускаемой теплоты,
как правило, без установки резерва
по электрической мощности. Установ-
ка резервной электрической мощности
требуется при небольшой сопостави-
мой по мощности с вновь проектируе-*
мой электростанцией системе или в
случае станции, изолированной от
энергосистемы (при создании нового
219

промышленного предприятия или ком;
плекса в удаленном от системы рай-
оне).
Для изолированной станции элек-
трическая мощность выбирается по
суммарной потребной мощности всех
электрических потребителей с учетом
их одновременности участия в макси-
мальной нагрузке и их перспективного
развития и резерва.
Количество турбогенераторов и их
тип определяются не только тепловы-
ми потребителями. Часто ставят кон-
денсационные агрегаты для обеспе-
чения надежного энергоснабжения
электрических потребителей. Резер-
вирование энергоснабжения требу-
ется как по условиям большого эко-
номического ущерба при прекраще-
нии энергоснабжения даже в течение
нескольких часов (сопоставимого со
стоимостью самой энергетической уста-
новки), так и по условиям техники
безопасности. В горнодобывающей,
химической, металлургической и ряде
других отраслей промышленности пре-
кращение питания электроэнергией
приводит к опасным авариям и ставит
под угрозу безопасность работающих,
что совершенно недопустимо. Поэтому
на изолированной станции выбирают
большее количество турбогенераторов
(не менее трех) и часто устанавливают
резервный турбогенератор, а иногда
резервный дизель-генератор при срав-
нительно небольшой мощности резерв-
ного агрегата (1—3 МВт). На изоли-
рованной электростанции резервный
дизель-генератор служит для запуска
механизмов собственных нужд при
пуске станции из холодного со-
стояния.
Правило резерва по турбогенера-
торам изолированной электростанции
требует, чтобы при аварийном выклю-
чении самого мощного агрегата осталь-
ные обеспечивали покрытие электри-
ческих нагрузок района с учетом до-
пускаемого потребителями регулиро-
вания электрической нагрузки. При
определении возможного предела ре-
гулирования и минимальной нагрузки
района выбирают минимальные мощ-
ности таких предприятий, которые не
допускают прекращения энергопита-
ния по условиям техники безопасно-
сти или из-за серьезных нарушений
в технологическом оборудовании (на-
пример, застывание металла в электро-
печи). В соответствии с этим правилом
резерва по электрической нагрузке на
изолированной станции иногда уста-
навливают резервный конденсацион-
ный турбоагрегат, который обеспечи-
вает также проведение капитальных
ремонтов основного оборудования
станции, обычно в летнее время (при
снижении потребной электрической
мощности района).
При установке на ТЭЦ турбин с
двойным значением номинальной мощ-
ности (Т-100/120-130, ПТ-135/165-135,
Т-175/210-130, Т-250/300-240) уста-
новленная электрическая мощность
ТЭЦ определяется по максимальной
мощности турбин (знаменатель дроби
в марке турбины). Рабочая мощность
таких агрегатов и выработка ими
электрической энергии определяются
при проектировании ТЭЦ в соответ-
ствии с графиком тепловой нагрузки.
В зимнем режиме работы использова-
ние максимальной электрической мощ-
ности агрегата в проекте не учитыва-
ется, так как получение этой макси-
мальной нагрузки требует большого
снижения отбора пара, т. е. уменьша-
ет комбинированную выработку на
ТЭЦ. Турбины с производственным
отбором пара выбираются с учетом
длительного использования этого от-
бора в течение года.
При использовании номинального
отбора менее 2000 ч/год обычно вместо
турбины с промышленным отбором
выгоднее бывает установить ре-
дукционно-охладительную установку
(РОУ) и вместо турбин ПТ установить
турбины Т с учетом коммунально-бы-
товой нагрузки и оптимального зна-
чения атэц для данного района. При
числе часов использования промыш-
ленного отбора более 5000 в году целе-
сообразна установка турбин с противо-
давлением, особенно при большом
промышленном потреблении (более
300—400 т/ч) и его круглогодичном ха-
рактере. Обычно устанавливают тур-
бины с противодавлением для покры-
тия базовой части производственной
паровой нагрузки. Турбины с противо-
давлением типа Р (их типы приведены
в табл. 12-1) отличаются простотой
(отсутствует конденсатор и связанные
с ним циркуляционные и конденсат-
ные насосы), меньшей стоимостью и
220

малыми габаритами. Все это способ-
ствует их применению для базовой
части промышленного парового по-
требления. Однако их не следует при-
менять в качестве первых агрегатов
ТЭЦ, когда производственное потреб-
ление еще не достигло проектных зна-
чений, так как электрическая мощ-
ность турбин с противодавлением оп-
ределяется расходом пара, идущим на
производство. При малых расходах
пара через турбины Р их внутренний
относительный к. п. д. снижается зна-
чительно (на некоторых типах турбин
Р это снижение составляет 30—40%).
Поэтому удельная и полная комбини-
рованные выработки также значитель-
но снижаются, что приводит к умень-
шению экономии топлива, а это сни-
жает эффективность применения тур-
бин типа Р при резко переменном ха-
рактере парового промышленного по-
требления.
В переменных условиях промыш-
ленного потребления более гибки тур-
бины с промышленным отбором пара.
Правильное сочетание турбин типа
ПТ и Р позволяет наилучшим образом
использовать преимущества этих тур-
бин.
В ряде крупных промышленных
районов СССР успешно работают ТЭЦ
с двумя-тремя турбинами Р-50-130 и
Р-100-130. Выбор теплофикационных
турбин типа Т проводят с учетом рас-
четной тепловой нагрузки и оптималь-
ного коэффициента теплофикации,
рассмотренного ранее в гл. 3 и И.
12-4. ВЫБОР ТИПА
И ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ
ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ
ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ И НАСОСОВ ТЭЦ
Тип и производительность подогре-
вателей сетевой воды выбирают по
максимальной тепловой нагрузке рай-
она с учетом оптимального значения
коэффициента теплофикации аТэц для
этого района, а их число выбирают по
типу и номинальной мощности тепло-
фикационной турбины. Теплофикаци-
онные подогреватели устанавливают
на мощных ТЭЦ (Ыэ > 100 МВт) инди-
видуально у каждой турбины и подби-
рают по ее максимальной тепловой на-
грузке в зимнем режиме работы. Обыч-
но, начиная с мощности теплофика-
ционных турбин 50 МВт, выбирают
два сетевых подогревателя для реа-
лизации ступенчатого подогрева сете-
вой воды нижним и верхним теплофи-
кационными отборами, причем давле-
ние в нижнем отборе регулируется в
пределах 0,05—0,2 МПа, а в верхнем
отборе 0,06—0,25 МПа (для турбин
Т-50-130, Т-100-130) и 0,06—0,3 МПа
(для турбины Т-175-130). Для тур-
бины Т-250-240 эти пределы ниже:
0,05—0,18 и 0,06—0,2 МПа соответ-
ственно.
Ступенчатый подогрев снижает
среднее давление отбора пара и повы-
шает удельную и полную комбиниро-
ванную выработку электроэнергии на
базе отпускаемой теплоты. Наиболее
совершенными теплофикационными
подогревателями являются горизон-
тальные сетевые подогреватели с пря-
мыми трубками БГ-2300, БГ-4500 и
БГ-5000, применяемые для мощных
теплофикационных турбин. Резервные
сетевые подогреватели на ТЭЦ не уста-
навливают и общих паровых магистра-
лей теплофикационных отборов не де-
лают. Пиковую часть тепловой на-
грузки определяют по формуле
Qn„K=QoaKC(l-a0Tn3u)> (12-5)
где QnHK — пиковая тепловая нагруз-
ка ТЭЦ; QoaKC — расчетная комму-
нально-бытовая нагрузка; аТЭц — оп-
тимальный коэффициент теплофика-
ции для данного района.
Пиковую часть нагрузки покры-
вают пиковые водогрейные котлы (теп-
логенераторы), работающие на газе
или мазуте. Теплогенераторы часто
устанавливают в самом начале строи-
тельства ТЭЦ в центре тепловых на-
грузок района, когда тепловые ма-
гистрали ТЭЦ еще не сооружены.
При полном развитии теплофикации от
ТЭЦ они при определенной мощности
успешно работают совместно с ТЭЦ.
При отпуске теплоты от мощных
конденсационных блоков мощностью
300 МВт и выше подогреватели сете-
вой воды питаются паром нерегули-
руемых отборов турбины и устанавли-
ваются хотя бы на двух блоках. При
выходе из строя одной из установок
остальные обеспечивают 80% макси-
мальной тепловой нагрузки потреби-
телей.
221

Сетевые насосы теплофикационной
установки выбирают в целом для ТЭЦ,
не привязывая их к отдельным турби-
нам. Обычно устанавливают группо-
вые насосы первой и второй ступени
подъема. При установке одного или
двух сетевых насосов дополнительно
устанавливают резервный насос на
100 или 60% (при двух основных)
производительности. При установке
четырех и более сетевых насосов ре-
зервные не ставят.
Подпиточные насосы при закрытых
системах теплоснабжения (без непо-
средственного водоразбора из сети)
устанавливают не менее двух, один
из которых резервный. При открытых
системах устанавливают три подпи-
точных насоса, один из которых ре-
зервный (60% номинального расхода
подпитки). Выбор типа, производи-
тельности и напора сетевых и подпи-
точных насосов проводится в соответ-
ствии с гидравлическим расчетом и
режимами работы тепловых сетей с
учетом летнего режима. Выбирают
насосы так, чтобы обеспечить посте-
пенное развитие системы теплофика-
ции на длительный срок (7—10 лет).
Иногда целесообразно в начале раз-
вития ТЭЦ при небольшой длине теп-
ловых магистралей поставить времен-
но сетевые насосы с малыми напором
и подачей с последующей их заменой
или временно уменьшить частоту вра-
щения или число колес сетевых насо-
сов.
Электропитание сетевых и подпи-
точных насосов производят от двух
независимых источников. Для летнего
режима работы тепловых сетей обычно
устанавливают сетевой насос с мень-
шим расходом и малым напором, обес-
печивающим только горячее водоснаб-
жение. Подпиточную воду теплосети
пропускают через трубный пучок кон-
денсатора теплофикационных турбин
типов Т-100-130, Т-50-130, чтобы по-
высить ее температуру на 10—30° С,
используя для этого вентиляционный
поток пара, поступающий в конден-
сатор.
Обычно деаэрацию подпиточной
воды теплосети и обессоленной воды
для добавки в основной поток пита-
тельной воды проводят в вакуумных
деаэраторах, чтобы температура до-
бавочной воды не превышала 60—70° С.
Это ограничение температуры подпи-
точной воды имеет большое значение
для летнего режима открытых тепло-
вых сетей, когда требуется подпитка
до 60—70% общего расхода воды в
сети.
На промышленных ТЭЦ широко
применяют РОУ или БРОУ (схемы и
параметры их приведены в гл. 4) в ка-
честве резерва на производственные
отборы турбины. Обычно на каждую
турбину с промышленным отбором
или противодавлением устанавлива-
ется своя РОУ соответствующей про-
изводительности и параметров. Как
резервные аппараты РОУ дешевы, на-
дежны, они полностью автоматизиро-
ваны. Для резервирования отопитель-
ных отборов на крупных ТЭЦ РОУ
не применяют, так как роль резерва
обычно выполняют для коммунально-
бытовых потребителей пиковые водо-
грейные теплогенераторы. При выходе
из строя одной из теплофикационных
турбин остальные турбины вместе с
теплогенераторами должны обеспе-
чить среднюю тепловую нагрузку
отопления за наиболее холодный ме-
сяц, среднюю за неделю тепловую на-
грузку горячего водоснабжения и
среднюю нагрузку вентиляции.
12-5. ВЫБОР ТИПА И ЧИСЛА
ПАРОГЕНЕРАТОРОВ
Паропроизводительность и число
энергетических парогенераторов для
конденсационных электростанций,
входящих в энергосистему, выбира-
ются по потребности в паре и числу
турбин. На мощных паротурбинных
электростанциях с промежуточным
перегревом пара применяют блочные
схемы: моноблоки (парогенератор-
турбина) и дубль-блоки (два пароге-
нератора на одну турбину). Паро-
производительность парогенераторов
выбирается по ГОСТ по максималь-
ному пропуску пара через турбину
при ее номинальной мощности с уче-
том расхода на паровые собственные
нужды и с запасом до 3%. Основные
типы парогенераторов и их паропро-
изводительность приведены в табл.
12-2.
На конденсационных электростан-
циях, входящих в энергосистему, ре-
зервные и ремонтные парогенераторы
222

Таблица 12-2
Основные типы парогенераторов (по ГОСТ 3619-69)
Марка
парогенератора
Е-25-14
E-35-I4
Е-50-14
Е-75-14
Е-50-24
Е-50-40
Е-75-40
Е-90-100
Е-220-100
Е-210-140
Е-320-140
Е-420-140
Еп-640-140
Пп-640-140
Пп-950-255
Пп-1600-255
Пп-2500-255
КУ-16
КУ-40
КУ-60
ПКК-75-35
ПТВМ-180
Номиналь-
ная паро-
производи-
тельность,
т/ч
25
35
50
75
50
50
75
90
220
210
320
420
640
640
950
1600
2500
1,6—2,2
7,4
25,8-26,9
65
—
Параметры пара за перегревателем
МПа
М
1,4
1,4
1,4
2,4
4,0
4,0
10,0
10,0
14,0
14,0
14,0
14,0
14,0
25,5
25,5
25,5
0,9-
1,4
0,88—
1,4
1,8—
4,5
7,5
'о, °С
Насыщенный
или 225
225
225
225
Насыщенный
или 250
440
440
540
540
570 (545)
570 (545)
570 (545)
570 (545)
570 (545)
565 (545)
565 (545)
565 (545)
—
' пп»
°С
—
—
—
—
—
570 (545)
570 (545)
570 (545)
570 (545)
570 (545)
—
Температура
питательной
воды, °С
—
—
145 '
145
215
215
230 (210)
230 (210)
230 (210)
230 (210)
230 (210)
270 (240)
270 (240)
270 (240)
Qra3==
= 60000 мз/ч
Угаз ==
= 80000 м3/ч
Qrq3= 102000
м3/ч
180 Гкал/ч при GB = 3860 т/ч
Примечание
Е — парогенераторы с ес-
тественной циркуляцией
В этой серии есть- произ-
водительность 4; 6,5; 10
и 16 т/ч
В этой серии есть произ-
водительность 6,5; 10; 16;
25; 35ит/ч
В этой серии есть про-
изводительность 10; 16;
25; 35 т/ч
В этой серии есть произ-
водительность 120 и
160 т/ч
В скобках для t0 приве-
дена сниженная темпера-
тура по условиям рабо-
ты металла
В скобках у /п.в указа-
на более низкая темпе-
ратура для районов де-
шевого топлива
Еп — парогенератор с ес-
тественной циркуляцией
и промежуточным перег-
ревом пара
Пп — прямоточный паро-
генератор с промежуточ-
ным перегревом
В скобках у гп.в показа-
но ее значение для рай-
онов дешевого топлива
Парогенераторы для ис-
пользования теплоты га-
зов от промышленных
печей. Расход газа Q =
= 16 000 м3/ч
Теплогенератор водо-
грейный
223

не устанавливают. Для ТЭЦ приме-
нение блочных схем ограничивается
пока агрегатами Т-250/300-240 с про-
межуточным перегревом пара, а также
Т-100-130 при газомазутном топливе.
Выбор парогенераторов в этом случае
производят так же, как для конденса-
ционных электростанций без уста-
новки резервных парогенераторов (ре-
зерв по теплофикационной нагрузке
предусматривают при выборе пиковых
водогрейных теплогенераторов).
Для промышленных ТЭЦ выбира-
ют обычно теплофикационные агрега-
ты с начальными параметрами р0 =
= 13 МПа и t0 = 555° С без промежу-
точного перегрева пара. Поэтому
обычно на ТЭЦ с производственной
нагрузкой применяют схемы с попе-
речными связями по острому пару и
с резервным парогенератором. Для
ТЭЦ, расположенных в энергосисте-
ме, правило резерва требует, чтобы
при выходе из работы одного самого
мощного парогенератора остальные,
с учетом пиковых водогрейных, обеспе-
чивали максимальный отпуск теплоты
всем производственным потребителям,
среднюю нагрузку отопления для наи-
более холодного месяца и среднюю за
неделю нагрузку горячего водоснаб-
жения и вентиляции, допуская при
этом снижение электрической нагрузки
на величину самого мощного турбоге-
нератора ТЭЦ. Таким образом, коли-
чество парогенераторов на промыш-
ленной ТЭЦ определяется прежде все-
го надежностью снабжения паром и
горячей водой промышленных потре-
бителей, для чего устанавливают и
резервные парогенераторы.
Обычно количество парогенерато-
ров выбирают по суммарной потреб-
ности в паре ТЭЦ:
2Ртэц=£ £>тмакс + ££>р0у +
1
+ А:.н + Ярез> (12-6)
где 20тэц — суммарная потребность
п
в паре ТЭЦ; ]>^D™акс — сумма макси-
1
мальных расходов пара на все тур-
бины—от 1-йдоя-й (/г —число турбин,
установленных на ТЭЦ); 2DPoy —
сумма расходов пара на постоянно ра-
ботающие РОУ; DCH — расход пара
на собственные нужды ТЭЦ; Dpe3 — не-
обходимый резерв по паропроизводи-
тельности на ТЭЦ, принимается по
условиям надежности снабжения па-
ром промышленных потребителей.
Количество парогенераторов обыч-
но принимают больше и равным четы-
рем при полном развитии ТЭЦ. Коли-
чество турбин бывает меньше или
больше, чем парогенераторов.
Очень важным при проектирова-
нии ТЭЦ является выбор типа пароге-.
нератора. Обычно для промышленных
ТЭЦ с большим производственным
потреблением пара выбирают бара-
банные парогенераторы, как более
гибкие и менее требовательные к ка-
честву питательной воды. Эти преиму-
щества особенно важны в условиях
большой засоленности сырой воды,
поступающей на химводоочистку, и
большого невозврата конденсата пара
от промышленных потребителей из-за
загрязнений при смешении и потерь
через неплотности теплообменных ге-
нераторов и при транспорте. Качество
очистки добавочной воды для питания
парогенераторов и для подпитки теп-
ловой сети устанавливается в зависи-
мости от типа парогенератора и схемы
горячего водоснабжения в соответ-
ствии с Правилами технической экс-
плуатации тепловых электростанций
(ПТЭ).
Производительность деаэраторов
для питательной воды выбирают с за-
пасом в 10% по максимальному рас-
ходу питательной воды. При блочной
схеме устанавливают один деаэратор
на блок, при схемах с переключатель-
ной паровой магистралью и общими
питательными трубопроводами ставят
не менее двух деаэраторов с большим
запасом по производительности, каж-
дый деаэратор обеспечивает 80% про-
изводительности максимального рас-
хода питательной воды. Запас воды
в деаэраторных баках перед питатель-
ными насосами выбирают на 5 мин
работы в случае блочных станций и
на 10 мин работы для ТЭЦ. При этом
устанавливают дополнительные баки
обессоленной воды на 40 мин работы
на блочных КЭС и ТЭЦ (но не менее
6000 м3) и на 60 мин работы для неблоч-
ных станций (но не менее 3000 м3).
Насосы от дополнительных баков
ставят в количестве двух с подачей
224

каждого на 30% выше максимального
расхода питательной воды на самую
мощную турбоустановку.
Количество и подачу питательных
насосов для неблочных электростан-
ций, включенных в энергосистему с
общими питательными трубопрово-
дами, выбирают по номинальному рас-
ходу питательной воды на все паро-
генераторы, включая резервные, при-
чем при остановке любого из насосов
остальные должны обеспечивать но-
минальную производительность всех
парогенераторов.
Для изолированных электростан-
ций количество и производительность
насосов выбирают так, чтобы обеспе-
чить номинальную паропроизводи-
тельность всех парогенераторов, вклю-
чая резервные. Кроме того, на изоли-
рованной станции устанавливают не
менее двух питательных насосов с па-
ровым приводом (турбонасосы) на
100% номинальной паропроизводи-
тельности парогенераторов.
Допускается применение турбона-
сосов как основных, постоянно рабо-
тающих, но в этом случае для станции
в энергосистеме необходимо устано-
вить хотя бы один питательный насос
с электроприводом на 60% номиналь-
ной производительности парогенера-
торов для запуска станции после
полной остановки.
Для блочных электростанций про-
изводительность питательного насоса
выбирают по максимальному расходу
питательной воды на блок плюс 5%.
Обычно на мощных блоках в качестве
основных рабочих питательных насо-
сов выбирают турбонасосы. В качестве
пускового устанавливают питатель-
ный насос с электроприводом на 50%
номинальной производительности, ес-
ли приводная турбина питательного
насоса с противодавлением.
Выбор типа и количества золоулав-
ливающих устройств, а также расчет
высоты дымовой трубы производится
в соответствии с нормами предельно
допустимых концентраций вредных
выбросов в атмосферу с учетбм вида
основного и резервного топлива, со-
стояния воздушного бассейна, удале-
ния от района жилых застроек, розы
ветров и других особенностей в райо-
не расположения электростанций, рас-
смотренных в гл. 9—11.
Вопросы топливоподачи, пылепри-
готовления, а также водоснабжения
при проектировании ТЭЦ рассмотрены
ранее в гл. 8 и 9.
12-6. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ ОСНОВНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПАРОТУРБИННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Энергетическими характеристика-
ми оборудования принято называть
графики зависимости расхода пара,
теплоты, топлива или электроэнергии
от мощности или производительности
оборудования: DT = Д (N); Dr =
= h (N)\ B=f3 (N) или tfHae =
= /4(Gn.B); B=-f5(Dnr) и т.д.
Наибольший интерес представляют
энергетические характеристики паро-
вых турбин и парогенераторов как
основных агрегатов, определяющих
экономичность работы всей станции.
Обычно различают два вида энергети-
ческих характеристик: опытные и рас-
четные.
Опытные энергетические характе-
ристики строят на основе результа-
тов промышленных испытаний обору-
дования с установкой специальных
приборов, путем многократных заме-
ров при различных режимах.
Расчетные энергетические характе-
ристики используют, если отсутству-
ют данные испытания, например при
проектировании нового оборудования.
Предпочтение, естественно, отда-
ется опытным энергетическим харак-
теристикам, как более надежным. При
поставке оборудования электростан-
ций заводы-изготовители обычно вы-
дают соответствующие технические
паспорта, в которые включены и энер-
гетические характеристики оборудо-
вания с гарантированным допуском
отклонения ±2 -*- 3% (оговаривается
заводом-изготовителем для каждого
типа оборудования).
Энергетические характеристики
паровых турбин. Наиболее просто вы-
глядит энергетическая характеристи-
ка конденсационной паровой турбины.
На основе промышленных испытаний
определенного числа конденсацион-
ных паровых турбин каждого типа
устанавливается зависимость между
общим расходом пара на турбину D
и развиваемой ею электрической мощ-
l/L 8 Баженов М. И. и др.
225

н'остью N9. Эта зависимость в первом
приближении имеет вид прямой ли-
нии *. Такая характеристика приве-
дена на рис. 12-1.
Уравнение характеристики кон-
денсационной турбины в D, ^-коор-
динатах может быть записано так:
D = a + bN, (12-7)
где а — отрезок отсекаемой прямой
на оси ординат при NB = 0; b = tga —
тангенс угла наклона прямой к оси
абсцисс.
Холостой расход пара при N = О,
выражающий физическую сущность
отрезка а, обычно задается в долях
номинального расхода пара. Можно
выразить его и через удельный номи-
нальный расход пара diiy обычно га-
рантируемый заводом-изготовителем
для номинального режима работы
турбины. Номинальным режимом для
турбин советских и большинства зару-
бежных фирм считается режим номи-
нальной мощности, позволяющий по-
лучить наилучшие показатели, т. е.
наименьшие расходы пара, теплоты
и топлива и наивысшее значение
к. п. д. цикла, проточной части и
электростанции в целом. Тангенс угла
наклона Ь также легко выразить через
удельный номинальный расход пара:
Dx.x = xDn = xdllNH, (12-8)
где х — коэффициент холостого рас-
хода, обычно для конденсационных
турбин равен
удельный номинальный
расход пара при номинальных пара-
* При более точных измерениях удается
получить ряд волн с выпуклостью вверх,
определяемых точками полного и частичного
открытия регулирующих клапанов.
Рис. 12-1. Энергетическая характеристика
конденсационной турбины.
226
метрах и номинальной мощности;
где Ь — удельный полезный прирост
расхода пара, кг/(кВт-ч).
Наибольшее отклонение от прямой
линии в характеристике конденсаци-
онной турбины имеет место при очень
малой нагрузке и на холостом ходу.
Обычно для технико-экономических
расчетов при большом числе агрега-
тов на станции принимают характе-
ристику в виде прямой линии, учиты-
вая дополнительные затраты пара и
теплоты при малых нагрузках и при
пуске и останове турбин в виде допол-
нительных слагаемых к общему рас-
ходу пара и теплоты по электростан-
ции.
В опытных характеристиках име-
ется дополнительное отклонение от
спрямленной, упрощенной характе-
ристики вследствие дросселирования
пара в регулирующих клапанах тур-
бины. Степень дросселирования (мя-
тая) пара зависит от степени открытия
и от числа регулирующих клапанов.
Обычно в отечественных крупных кон-
денсационных турбинах имеются че-
тыре регулирующих клапана, поэтому
на опытной характеристике заметны
бывают четыре волны. Гребень волны
появляется в момент наименьшего от-
крытия соответствующего регулирую-
щего клапана — момент наибольшей
потери давления в этом клапане при
малом его открытии. Обычно это от-
клонение в расходе пара при дроссе-
лировании не превышает 2—4% по
расходу пара и в условиях прибли-
женных расчетов по характеристике
их можно не учитывать.
Примером уравнения характери-
стики конденсационного блока может
служить приведенное ниже уравнение
для блока с турбиной К-300-240
В = 4/гр + 0,ЗЗЗгод, (12-10)
где В — годовой расход условного
топлива на станции с блоками
К-300-240, т/год; Лр — время работы
блоков за год, ч; 5Г0Д — годовая вы-
работка электроэнергии, МВт-ч.
Наибольшее применение на ТЭЦ
находят турбины с отбором, для кото-
рых ниже рассмотрены энергетиче-

ские характеристики. Основой для
построения расчетной энергетической
характеристики турбины с отбо-
ром пара является уравнение проф.
В. И. Гриневецкого
DT = D0 + yol6Dor6 = xduNu +
+ (l-x)duN+y0j6D0j6i (12-11)
где D0 — расход пара на турбину при
конденсационном режиме; расход па-
ра регенеративных отборов может
быть учтен либо с помощью дополни-
тельного коэффициента &рег:
£*т(per) = &рег (Д) + ^/отб^отб)» (12-12)
либо с помощью увеличения удельного
расхода при номинальном режиме
где а] = Dj/Dr — доля /-го регенера-
тивного отбора; tj] — коэффициент
недовыработки мощности пара /-го
отбора; п — число регенеративных от-
боров, включая регулируемые отбо-
ры, используемые для регенератив-
ного подогрева питательной воды.
В том случае, когда детальный
расчет тепловой схемы не был прове-
ден и неизвестны значения а и у,
можно использовать приближенный
метод, изложенный в гл. 3.
На основе уравнения (12-11) ве-
дется построение диаграммы режимов
турбины с отбором (DT, N-диаграмм).
Обычно на диаграмме режимов мощ-
ность холостого хода показывается
как отрицательная величина. Снача-
ла строят линию конденсационного
режима Dot6 = 0, а затем линии £>отб =
= idem для различных режимов ра-
боты. Наиболее просто объяснить по-
строение диаграммы режимов на при-
мере турбины, имеющей один промыш-
ленный отбор при давлении рп? =
= 0,7 МПа (±0,2 МПа). Линии Dot6 =
= idem проходят примерно парал-
лельно линии Dot6 = 0, как показано
на рис. 12-2. Расход пара максималь-
ного отбора определяется по уравне-
нию
D™? = DTMaKC - 2 Л/рег - £>вент, (12-14)
где Dot6° — максимально возможный
расход регулируемого отбора; D™aKC —
Рис. 12-2. Диаграмма режимов турбины с
одним регулируемым отбором пара и конден-
сацией.
максимальный расход пара на турби-
ну, определяемый по данным испыта-
ний и зависящий обычно от пропуск-
ной способности регулирующих кла-
панов, сопловых сегментов и проточ-
ной части регулирующей ступени тур-
бины; 2D;- рег — сумма регенератив-
ных отборов турбины; DBeUT — венти-
ляционный пропуск пара через часть
низкого давления турбины для охлаж-
дения последних ступеней турбины
потоком пара (с тем, чтобы не допу-
стить перегрева последних ступеней
от потерь на трение, вентиляцию в
части низкого давления турбины,
обычно DBeHT = (0,03 -г- 0,05) DT.
Обычно для диаграммы режимов
важно построить две главные зависи-
мости для конденсационного режима
и для режима с противодавлением,
точнее, режима вентиляционного про-
пуска пара в конденсатор. Режим с
противодавлением отличается тем, что
пар расширяется в турбине не до кон-
ца, т. е. не до давления в конденсато-
ре, а до давления в отборе. Очевидно,
что при таком режиме используется
не весь перепад турбины, а только
часть его (i0 — *отб) < (iQ — iK). Сле-
довательно, для получения той же
мощности потребуется больше пара.
Удельный расход пара на 1 Дж в ре-
жиме противодавления будет состав-
лять:
Уравнение расхода пара на турби-
ну в режиме противодавления может
быть записано через dn? в том же виде,
как и для конденсационного режима
227

турбины.
D? = xdnpNH + (l-x)dnpN (12-16)
или
D? = D^+bnvN9 (12-17)
но так как dnp > dH, то D"px > Dx x
и Ьпр > ЬКОад» следовательно, прямая
линия, характеризующая режим про-
тиводавления, пойдет выше и круче
линии конденсационного режима рабо-
ты турбины с отбором. Обе прямые
должны начинаться в одной точке на
минусовой части оси абсцисс, что со-
ответствует определению мощности
холостого хода как отрицательной
мощности турбины.
На некоторых диаграммах зару-
бежных фирм мощность холостого хода
условно отсчитывается от нуля и тогда
вся диаграмма и полезная мощность
смещаются вправо на величину NXa х.
Мощность холостого хода характери-
зует момент инерции и механические
потери, которые имеет турбоагрегат.
Режим противодавления теоретически
ограничен условием DnpKC = £>ГКС,
но фактически существует минималь-
ный вентиляционный пропуск в часть
низкого давления, поэтому
DMulKC = D™KC-DBeHT. (12-18)
Линии конденсационного режима
и противодавления ограничивают поле
диаграммы режимов снизу и сверху,
и максимальный пропуск пара на тур-
бину также ограничивает поле диаг-
раммы режимов сверху при режимах,
близких к номинальной мощности, и
при режимах с перегрузкой, когда
мощность турбины с отбором может
быть больше номинальной.
На рис. 12-2 представлены основ-
ные линии диаграммы режимов тур-
бины, а также на поле диаграммы на-
несены линии постоянных отборов,
которые проходят параллельно ли-
нии конденсационного режима, отли-
чаясь от нее на величину y0TeD0T6, где
коэффициент недо-
выработки регулируемого отбора. При
этом предполагается, что давление в
регулируемом отборе остается неиз-
менным (рот6 = idem) и t]oi = idem
для всех ступеней проточной части
турбины. В действительных диаграм-
223
мах по данным испытаний оба условия
не соблюдаются точно, поэтому и ли-
нии постоянных отборов не совсем
параллельны линии конденсационного
режима. Справа линия конденсацион-
ного режима у отечестве! .ых турбин
ограничена обычно номинальной мощ-
ностью, что определяется выбором рас-
четной поверхности конденсатора и
расчетной температурой охлаждающей
воды для номинального режима рабо-
ты. Обычно этот режим является и га-
рантийным для отечественных турбин.
Мощность больше номинальной у тур-
бин с отбором обычно можно получить
только при наличии регулируемого
отбора, из-за ограничения расчетного
пропуска пара в конденсатор. Правда,
в эксплуатации, особенно в зимних
условиях при низких температурах
охлаждающей воды, имеется возмож-
ность несколько увеличить расход па-
ра в конденсатор сверх расчетного
значения. За этот счет может быть по-
лучена и на конденсационном режиме
мощность на 3—5% больше номиналь-
ной. Однако на диаграмме режимов
эти возможности перегрузки обычно
не показываются, а выявляются в про-
цессе испытаний турбин в эксплуата-
ционных условиях.
При неизменном, максимальном
пропуске пара в конденсатор допол-
нительная мощность может быть по-
лучена за счет подачи пара в отбор
на отбираемом потоке пара. Этот ре-
жим характеризуется неизменным,
максимальным пропуском пара в кон-
денсатор £какс = idem и Dot6 = var.
Эта линия проходит параллельно ли-
нии противодавления турбины, так
как и в этом случае 1 кВт мощности
получается при срабатывании dnp кг
пара перепада (i0 — i'ot6), т. е. эта
линия имеет тот же тангенс угла на-
клона
Эта линия Ъ — / постоянного про-
пуска пара в конденсатор может быть
продолжена вверх от линии макси-
мального конденсационного режима
до пересечения с линией D™aKc. Это
пересечение и позволяет определить
максимальную возможную мощность

турбины при максимальном пропуске
пара на турбину и в конденсатор. На
рис. 12-2. линии d — f w b — / опреде-
ляют #ма>. Обычно для отечествен-
ных турбй1Ьвозможна перегрузка тур-
бин на 20—^30% номинальной мощно-
сти.
В режиме перегрузки отбор пара
обычно меньше, чем номинальный от-
бор, а тем более максимально возмож-
ный. На рис. 12-2 номинальный отбор,
т. е. наибольший отбор при номиналь-
ной мощности, обозначен точкой А и
максимально возможный отбор (но
уже не при номинальной мощности,
а при мощности, меньшей номиналь-
ной) -точкой Б. На рис. 12-2 при-
веден вид диаграммы с ограничением
пропуска пара в головную часть тур-
бины D"aKC = idem (линия df).
В режиме использования номи-
нального отбора (точка А) при номи-
нальной мощности значительная часть
ее развивается за счет выработки мощ-
ности потоком пара, идущим в кон-
денсатор турбины. Это так называе-
мая привязанная конденсационная
мощность турбины с отбором, которая
(см. гл. 2) снижает экономию топлива
и увеличивает удельный расход топ-
лива на выработку электроэнергии
&тэц > &кэс-
Часть мощности, развиваемая от-
борным паром, условно включается
в нее и мощность холостого хода на-
ходится на диаграмме в точке пересе-
чения линией АВ (постоянный номи-
нальный отбор) линии противодавле-
ния с — d. Отрезок мощности 3-4
получается на отборном паре, а отре-
зок мощности 4-5 — на конденсаци-
онном режиме. Это значение конден-
сационной мощности при номиналь-
ном режиме называется в технической
литературе привязанной конденсацион-
ной мощностью.
Вследствие низкой экономичности
привязанной конденсационной мощ-
ности стараются увеличить максималь-
ный пропуск пара в головную часть
турбины. В этом случае (рис. 12-3)
номинальный и максимальный отборы
практически совпадают, а привязан-
ная конденсационная мощность умень-
шается до 2—3%, связанных с наличи-
ем вентиляционного пропуска пара
в ЧНД и в конденсатор турбины.
8 Баженов М« И, а др.
Рис. 12-3. Диаграмма режимов турбины с
одним отбором (без привязанной конденса-
ционной мощности).
Наибольшее распространение в Со-
ветском Союзе и за рубежом для про-
мышленных и отопительных ТЭЦ на-
ходят турбины с двумя регулируе-
мыми отборами типов ПТ-60-130,
ПТ-80/100-130, ПТ-135-130. Несколь-
ко отличаются от них турбины с двумя
отопительными отборами (Т-50-130;
Т-100-130; Т-250-240) в том отноше-
нии, что практически только один из
отопительных отборов, обычно верх-
ний, является регулируемым — име-
ется одна регулирующая диафрагма.
Давление же во втором отопительном
отборе устанавливается в зависимости
от расхода пара через этот отсек и от
характеристики отопительного подо-
гревателя и режима работы отопитель-
ной системы (см. подробнее расчет
в гл. 5). Пример диаграммы режимов
турбины с отопительным отбором дан
на рис. 12-4.
Для отечественных турбин с ото-
пительным отбором диаграмма режи-
мов несколько отличается от диаграм-
мы турбин типа П с производственным
отбором. Слева от основной диаграммы
располагаются ось тепловой нагрузки
и кривые температур сетевой воды за
сетевым подогревателем № 2, т. е.
после использования обоих отопитель-
ных отборов для подогрева сетевой
воды (см. рис. 12-4). Если задана ото-
пительная нагрузка из отборов тур-
бины (150 Гкал/ч) и ее электрическая
мощность (100 МВт), то по темпера-
туре прямой сетевой воды тг = 85° С
можно определить общий расход пара
на турбину с учетом регенерации и
обоих отопительных отборов. Метод
построения решения показан на
рис. 12-4линиямиЛ—В—С—D—Е—F.
229

Рис. 12-4. Диаграммарежимов турбины Т-100-130.
230

На основном поле диаграммы режимов
турбин Т вместо значения отборов на-
несены линии прямой температуры
сетевой воды после подогревателей.
Там же даются вспомогательные экви-
дистантные линии конденсационного
режима турбины CD.
Сначала находим точку С пересе-
чения горизонтали ВС с линией за-
данного ть затем по линии эквиди-
стантно линии конденсационного ре-
жима поднимаемся вверх до пересе-
чения с ординатой заданной мощно-
сти — точка D. Наконец, по горизон-
тали DE находим на оси ординат зна-
чение искомого расхода пара на тур-
бину. Зная расход пара на турбину,
по вспомогательному графику /п в =
= / (£>т) можно найти tn B и затем
вычислить QTyp6, Qnr, #пг, а также
Ьтэц и b тэц.
Если для турбин с одним отопи-
тельным отбором диаграмма режимов
практически имеет одинаковый общий
вид для всех турбин советских заво-
дов и иностранных турбостроительных
фирм, то для диаграмм режимов с
двумя отборами наблюдается весьма
многообразная форма этих диаграмм.
В настоящем учебнике считаем целе-
сообразным познакомить читателя с
методом построения диаграммы, пред-
ложенным ЛМЗ.
Отличие диаграмм ЛМЗ состоит
в ее большой наглядности и достаточ-
ной простоте построения и использо-
вания. К недостаткам следует отнести
невозможность использования диаг-
раммы режимов для определения мощ-
ности отдельных отсеков и отборов
турбины.
Диаграмма режимов турбины с
двумя отборами ЛМЗ использует диа-
грамму режимов с одним отбором и
как бы дополняет ее построением в
нижнем квадранте. Обычно сначала
диаграмма турбины с одним отбором
берется для второго отбора производ-
ственного, более высокого давления,
а в нижнем квадранте по оси ординат
вниз откладывается значение второго
(отопительного) отбора, причем это
значение отопительного отбора дается
как в тоннах, так и в мегаваттах, что
обычно задано по режиму работы ото-
пительных потребителей. Кроме того,
в нижнем квадранте обычно строят
8*
луч потери мощности при наличии
дополнительного второго отопитель-
ного отбора. Эта потеря мощности
может быть выражена через парамет-
ры второго отбора
или тангенс угла наклона луча потерн
мощности второго отбора к оси орди-
нат равен
где
удельный рас-
ход рабочего пара на выработку 1 кДж
при конденсационном режиме без ре-
генерации;
коэф-
фициент недовыработки мощности па-
ром второго отбора.
Для удобства использования диа-
граммы в нижнем квадранте даны так-
же линии максимально возможных
производственных отборов D0l61 =
= idem.
По приведенному уравнению мо-
гут быть построены эти линии посто-
янных максимально допустимых про-
изводственных отборов. На рис. 12-5
приведена типовая диаграмма турбины
ПТ-60-130.
Пусть задана электрическая мощ-
ность турбины N9 = 55 МВт и рас-
ходы в отборы £>0T6i = 150 т/ч,
^отбг = 60 т/ч. Требуется определить
общий расход пара на турбину.
Решение по диаграмме режимов
выполняют так: находят пересечение
прямой Dot62 с лучом, проходящим
через NB = 55 МВт (линия АВ), за-
тем параллельно оси ординат прово-
дят линию ВС до пересечения с линией
постоянного отбора Dor61 = 150 т/ч и
получают в точке Е значение общего
расхода пара на турбину DT = 330 т/ч.
Графическое решение показано на
рис. 12-5. В условиях эксплуатации
часто возникает вопрос о максимально
возможном втором отборе при задан-
ной электрической мощности и задан-
ном первом отборе на технологическо-
231

Рис. 12-5. Диаграмма режимов турбины с двумя регулируемыми отборами пара ПТ-60-130.
го потребителя. В этом случае задача
наиболее быстро решается с помощью
нижнего квадранта диаграммы: от
заданной мощности следует вести луч
аЬ до пересечения с заданным произ-
водственным отбором и затем линия
be, параллельная оси абсцисс, укажет
значение максимального отопитель-
ного отбора — точка С на рис. 12-5.
Другие виды диаграммы режимов тур-
бин с двумя отборами в настоящем
учебнике не рассматриваются, так как
в Советском Союзе они не находят
применения.
ГЛАВА ТРИНАДЦАТАЯ
ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН И КОМПОНОВКА ГЛАВНОГО КОРПУСА
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
13-1. РАСПОЛОЖЕНИЕ
И ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Необходимость сооружения элек-
тростанции, ее мощность, тип КЭС
или ТЭЦ и единичная мощность агре-
гатов в общем случае определяются
развитием электросетей, межсистем-
ных энергетических связей, нагруз-
ками района и объектов в месте рас-
положения электростанции. При этом
учитывается эффективность капитало-
вложений и эксплуатационных рас-
ходов на выработку электроэнергии
и теплоты.
Выбор места расположения элек-
тростанции является сложной техни-
ко-экономической задачей, решение
232
которой связано с многими факторами.
Наиболее существенными условиями,
предопределяющими месторасположе-
ние районных ТЭС, являются:
1. Близость к потребителям. Элек-
трическая энергия передается при вы-
соком напряжении в линиях электро-
передачи (500 кВ) на расстоянии более
1000 км. Однако возможность дальней
передачи электроэнергии не исклю-
чает целесообразности приближения
электростанции к потребителям элек-
троэнергии, что уменьшает потери в
линиях электропередачи и затраты
на их сооружение.
В настоящее время в СССР горя-
чая вода транспортируется на расстоя-
ние до 35 км, а пар до 8—12 км. Этим
определяется необходимость прибли-

жения ТЭЦ к потребителям теп-
лоты.
2. Обеспеченность электростанции
топливной базой и близость к ней.
Транспорт углей с высокой теплотой
сгорания экономически целесообразен
на большие расстояния. Транспорт
энергетических углей с большим бал-
ластом экономически ограничивается
расстоянием 150—200 км.
Природный газ транспортируется
по магистральным трубопроводам на
расстояния тысяч километров. Мазут
подается железнодорожным транспор-
том в цистернах также на тысячи ки-
лометров. В настоящее время широко
применяется подача мазута по трубо-
проводам.
3. Наличие близко расположен-
ных и достаточно емких источников
водоснабжения.
Это требование является одним из
важнейших при решении вопроса о
выборе места и площадки для электро-
станции. Расходы воды для конденса-
ции пара очень велики. Например,
для электростанции 2400 тыс. кВт
требуется примерно 84 м:7с. Для ТЭЦ
также важна близость к источнику
водоснабжения. Обычно на ТЭЦ для
охлаждения воды из конденсаторов
турбин применяют градирни или брыз-
гальные бассейны. Однако и при этом
требуется подача свежей воды в раз-
мере 5—10% ее номинального расхода
на конденсаторы турбин.
Расстояние электростанции от ис-
точника воды должно быть по возмож-
ности минимальным. Кроме того, пло-
щадка электростанции не должна зна-
чительно превышать уровень воды в
источнике, откуда она забирается на-
сосами, что определяется требованием
минимального расхода электроэнер-
гии на водоснабжение.
4. Достаточные размеры площадки
для электростанции.
Территория площадки должна
быть достаточной для размещения ос-
новных и вспомогательных сооруже-
ний электростанции. Площадь участка,
необходимая для сооружения район-
ной электростанции большой мощно-
сти, в пределах ограды составляет
0,04—0,06 га/МВт. При этом с уве-
личением мощности электростанции
необходимые размеры площадки уве-
личиваются незначительно, и поэтому
удельные затраты на подготовку и ос-
воение площадки и коммуникации
всех систем благоустройства при со-
оружении электростанций мощностью
2400 МВт уменьшаются более чем в
2 раза по сравнению с аналогичными
затратами при сооружении электро-
станций мощностью 400 МВт.
Площадка, необходимая для совре-
менных промышленных паротурбин-
ных ТЭЦ средней мощности с учетом
совмещения вспомогательных соору-
жений электростанции с аналогичны-
ми сооружениями предприятия (хим-
водоочистка, система водоснабжения,
склады топлива, масляное хозяйство,
ремонтные мастерские, бытовые уст-
ройства и др.), составляет 0,01 —
0,03 га/МВт.
Площадка для ТЭС желательна
прямоугольной формы с соотношением
сторон 1 : 2 или 2,5 : 4.
5. Характеристика и расположе-
ние площадки.
Рельеф площадки желателен отно- '
сительно ровный, с уклоном до
0,5—1%, обеспечивающим удобный
отвод поверхностных вод. Площадка
должна быть незатопляемой с уровнем
грунтовых вод не выше 3—4 м от
земли и должна удовлетворять суще-
ствующим пожарным и санитарным
нормам. Грунты площадки должны
допускать удельные нагрузки 2—
2,5 кг/см2, при которых возможны
сооружения зданий и установка агре-
гатов с вращающимися частями без
устройства сложных и дорогих фун-
даментов. Протяженность путей, свя-
зывающих электростанцию с железной
дорогой и автострадой, обычно долж-
на быть не более 10 км.
Указанные общие требования от-
носятся также и к выбору площадки
для промышленных ТЭЦ, однако ме-
сто их расположения предопределя-
ется расположением предприятия.
Промышленные электростанции,
имеющие разветвленную теплофика-
ционную сеть, отпускающие значи-
тельное количество пара производ-
ственным потребителям, использую-
щие горючие газы и пар от техноло-
гических агрегатов обычно распола-
гаются возможно ближе к производ-
ственным потребителям пара и к тех-
нологическим установкам, от которых
получают горючие газы и пар.
233

В состав современных электростан-
ций входят следующие здания и соору-
жения:
1) главный корпус, в котором раз-
мещается основное и вспомогательное
оборудование;
2) главное распределительное уст-
ройство со щитом управления и рас-
пределительное устройство собствен-
ного расхода;
3) циркуляционная насосная, гра-
дирни или брызгальные бассейны;
4) химводоочистка;
5) комплекс топливногс хозяй-
ства — приемные и размораживающие
устройства, склады топлива; устрой-
ства для транспорта топлива;
6) масляное хозяйство;
7) ремонтные мастерские и склады
материалов;
8) служебный корпус, в котором
размещаются административные и
культурно-бытовые помещения.
На основе опыта проектирования,
строительства и эксплуатации электро-
станций выработан ряд общих поло-
жений по рациональному расположе-
нию зданий и сооружений на площад-
ке — генеральному плану электро-
станций, обеспечивающему надежную
и удобную ее эксплуатацию при мини-
мальных капитальных и эксплуата-
ционных расходах.
Основные положения по созданию
рационального генерального плана
электростанции следующие.
По отношению к ближайшему рай-
ону электростанцию желательно рас-
полагать с подветренной стороны для
господствующих ветров и отделять
от границ жилых районов санитарно-
защитными зонами, которые опреде-
ляются в зависимости от типа электро-
станции, ее мощности, вида топлива
«Правилами строительства промыш-
ленных предприятий». Санитарно-за-
щитные зоны указаны в табл. 13-1.
Расположение зданий и сооруже-
ний на генеральном плане должно
производиться с учетом технологиче-
ской зависимости вспомогательных
служб по отношению к основному обо-
рудованию с соблюдением необходи-
мых противопожарных и санитарных
разрывов; максимальной блокировки
производствен но-вспомогательных
зданий и сооружений для сокращения
площади застройки и инженерных ком-
234
Таблица 13-1
Нормы санитар подзащитных зон, м
Зольность
топлива, %
рабочей
массы
До 15
15—20
20—25
25—30
30—45
При улавлива-
нии 70% золы
При улавливании
90% золы
Расход топлива, т/ч
50-100
500
500
1000
1000
1000
100-200
500
1000
1000
1000
*
50-100
300
300
300
500
500
100—200
500
500
500
1000
1000
200—300
500
1000
1000
1000
1000
* По согласованию с Гос санинспекцией.
муникаций; расположения железно*
дорожных станций и топливных скла-
дов вне ограды промышленной пло-
щадки; архитектурного оформления
застройки.
Главное здание электростанции
размещается таким образом, чтобы
оно могло свободно расширяться в сто-
рону одного из торцов здания. Учиты-
вается требование минимальной про-
тяженности коммуникаций охлаждаю-
щей воды, сетей теплофикации, выво-
дов линий электропередачи и золо-
проводов.
Основной въезд на территорию
электростанции организуется обычно
со стороны постоянного торца глав-
ного корпуса. Топливное хозяйство
электростанции располагается со сто-
роны помещения парогенераторов.
Склады топлива выносятся за преде-
лы ограды электростанции. Водное
хозяйство — градирни, брызгальные
бассейны, циркуляционные водоводы
и пр. — желательно располагать со
стороны машинного зала. Градирни и
брызгальные бассейны должны быть
достаточно удалены от открытой под-
станции, топливоподачи твердого топ-
лива и основных железнодорожных
путей, чтобы исключить возможность
образования наледи на проводах,
оборудовании подстанции и путях, а
также увлажнения топлива. Водоводы
циркуляционного водоснабжения и
теплофикационные магистрали подво-
дятся со стороны постоянного торца
или фронтовой стены машинного зала.
Все электрическое хозяйство элект-
ростанции — главное распределитель-
ное устройство, щитовой блок, если
они расположены за пределами глав-

Таблица 13-2
Нормы разрыва между зданиями и сооружениями электростанции
Сооружения
Главное здание
Повысительная
подстанция откры-
Разгрузочное уст-
ройство закрытое
Градирня
Дымовая труба
Угольный склад
открытый
Расходный склад
торфа
Брызгальный бас-
сейн
Угледробилка
Склад масел от-
крытый
Разгрузочное уст-
ройство открытое
Минимально допустимое расстояние, м
Глав-
ное
здание
20
17
20—40
6—12
50
50
60—100
17
20—30
20-50
Откры-
тая
под-
стан-
ция
20
20-30
40—60
60—100
50
60—100
20—30
30
60—100
Разгрузочное
устройство
закры-
тое
17
20—30
30
12
60—120
20
—
откры-
тое
20—50
60—100
40
60—120
20—50
—
Откры-
тый
склад
50
60—100
40
60—120
17
30
—
Расход-
ный
склад
угля
50
50
50
60—120
50
—
Угле-
дро-
билка
17
20—30
20
12
17
40
20
—
Градир-
ня
20—40
40—60
30
12
40
50
20
20
30
20—50
' Брыз-
галь-
ный
бассейн
60—100
60—120
60—120
20
60—120
60—120
40
40
60-120
Откры-
тый
склад
масла
20—30
30
20
30
20
30
50
40
20
20-50
Дымо-
вая
1 труба
6—12
12
12
12
20
40

Рис. 13-1. Схема генерального плана ТЭЦ 250 МВт.
/ — главный корпус; 2 — вагоноопрокидыватель; 3 — тракт топливоподачи; 4 — склад угля; 5 —
мазутомасляное хозяйство; 6 — объединенный вспомогательный корпус; ^7 — градирня; 8 — главное
распределительное устройство; 9 — здание главного щита управления; 10 — открытое распредели-
тельное устройство; // — закрытые распределительные устройства; 12 — разгрузочная эстакада; 13 —
размораживающие устройства.
Рис. 13-2. Схема компоновки генерального плана ТЭЦ металлургического завода.
/ — главный корпус; 2 — служебный корпус; 3 — переходный мостик; 4 — главный щит управле*
ния; 5 — главное распределительное устройство; 6 — открытое распределительное устройство; 7 —
хнмводоочистка; 8 — угольный склад; 9 — разгрузочная эстакада; 10 — ленточный конвейер скла-
да; // — разгрузочное устройство; 12 — дробильное отделение; 13 — галерея ленточных конвейеров;
14 — дымовые трубы; 15 — башенные градирни; 16 — мазутохозяйство; 17 — механическая мастер-
ская; 18 — материальный склад; 19 — трансформаторная мастерская; 20 — склад масел; 21 — про-
ходная.
236

13-2. КОМПОНОВКА ГЛАВНОГО
КОРПУСА ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Помещения для основного и вспо-
могательного оборудования образуют
главный корпус или главное здание
электростанции. Компоновкой глав-
ного корпуса электростанции назы-
вается взаимное расположение поме-
щений и установленного в них обору-
дования.
В состав главного корпуса паро-
турбинной электростанции входят сле-
дующие помещения (рис. 13-3):
1) парогенераторное отделение, в
котором располагаются парогенера-
торы, а также их вспомогательное обо-
рудование;
2) машинный зал, в котором уста-
навливаются турбогенераторы со вспо-
могательным оборудованием, теплофи-
кационные установки, питательные
насосы, а на промышленных электро-
станциях в ряде случаев турбоком-
прессоры и турбовоздуходувки, снаб-
жающие сжатым воздухом техноло-
гических потребителей предприятия;
3) бункерное отделение, в котором
размещаются бункера твердого топ-
лива, оборудование систем пылепри-
готовления. На электростанциях, ра-
ботающих на мазуте и газе, бункер-
ного помещения нет;
4) деаэраторное помещение, кото-
рое используется также для различ-
ных вспомогательных устройств тру-
бопроводов, редукционно-охладитель-
ных установок, а иногда распредели-
тельных устройств собственных нужд
(РУСН) и центрального или блочных
щитов управления и т. д.;
5) помещение, в котором распола-
гаются главное распределительное
устройство и главный электрический
щит управления. На электростанциях
средней и большой мощности эти по-
мещения выносятся в отдельное здание;
6) помещение химводоочистки, ко-
торое размещается на электростанци-
ях малой мощности в главном корпусе,
а на электростанциях средней и боль-
шой мощности выносится в отдельное
помещение.
Кроме того, на электростанциях
есть служебные помещения, в которых
находятся управление электростан-
ции, дежурный персонал, лаборато-
рии, мастерские и бытовые помещения.
Рис. 13-3. Схемы компоновок главного кор-
пуса.
а — с раздельными бункерным и деаэраторным
отделениями; б — со сдвоенным бункерно-деаэра-
торным отделением; в — с совмещенным бункерно-
деаэраторным отделением; г — без бункерного от-
деления при газомазутном топливе; / — машин-
ное отделение; 2 — помещение парогенераторов;
3 — деаэраторное отделение; 4 — бункерное от-
деление.
На электростанциях большой мощ-
ности служебные помещения распола-
гаются в отдельном здании, а на про-
мышленных электростанциях обычно
примыкают к главному корпусу.
В целях уменьшения площади и
объема главного корпуса на современ-
ных электростанциях дымососы, вен-
тиляторы, пылеугольные циклоны и
сепараторы, а также золоуловители
устанавливаются на открытом воздухе.
При благоприятных климатических
условиях на открытом воздухе устана-
вливаются также парогенераторы,
теплогенераторы и турбогенераторы.
Такие компоновки электростанций на-
зывают открытыми. При открытой
компоновке конденсационное обору-
дование, щиты управления оборудо-
ванием, распределительное устрой-
ство собственного расхода размещают
в помещениях. Когда турбогенераторы
устанавливают в помещении, а паро-
генераторы и прочее оборудование
на открытом воздухе, компоновку
электростанции называют полуоткры-
той.
Надежная и экономичная работа,
а также капитальные затраты на элек-
тростанцию зависят от рациональной
компоновки главного корпуса. При
компоновке главного корпуса необ-
ходимо обеспечить выполнение сле-
дующих основных требований.
1. Размещение помещений глав-
ного корпуса и устанавливаемого в
237

них оборудования должно обеспечи-
вать бесперебойную и экономичную
работу электростанции, высокую про-
изводительность труда, а также безо-
пасные условия труда эксплуатацион-
ного и ремонтного персонала. Для
этого необходимо соблюдать действую-
щие нормы и правила строительства
электростанций, правила технической
эксплуатации электростанций (ПТЭ),
нормы техники безопасности, нормы
освещения производственных помеще-
ний, санитарные и противопожарные
нормы и др.
Основное и вспомогательное обору-
дование должно размещаться в соответ-
ствии с последовательностью техноло-
гического процесса при условии все-
мерного сокращения длин коммуни-
каций между оборудованием, чтобы
потери энергии в цикле электростан-
ции и стоимость коммуникаций были
наименьшими. Так, паровые турбины
должны устанавливаться возможно
ближе к парогенераторам, питатель-
ные насосы — к регенеративным подо-
гревателям высокого давления и по-
следние вблизи турбин и парогенера-
торов, подогреватели сетевой воды
системы теплофикации — вблизи тур-
бин и т. п.
Необходимо учитывать при распо-
ложении оборудования комплексную
автоматизацию электростанции и раз-
мещение необходимого для этого обо-
рудования и коммуникаций.
2. Должна быть обеспечена воз-
можность скоростного проведения ка-
чественного ремонта основного и вспо-
могательного оборудования. Для это-
го в производственных помещениях
должно предусматриваться подъемно-
транспортное оборудование, соответ-
ствующие устройства и механизмы,
а также монтажно-ремонтные площад-
ки и проемы.
3. Компоновка главного корпуса
должна обеспечивать минимально воз-
можные затраты на его сооружение,
а применяемые строительные конст-
рукции — современные индустриаль-
ные методы строительства здания и
монтажа оборудования.
Применяя модульную разбивку вы-
сот этажей и пролетов здания, позво-
ляющих использовать унифицирован-
ные конструкции элементов здания,
целесообразно наиболее компактно
размещать оборудование, не допуская
излишних площадей и объемов поме-
щений здания, устанавливать, если
это возможно, оборудование на уровне
земли, разгружая строительные кон-
струкции от больших статических и
в особенности динамических нагрузок.
В частности, целесообразно использо-
вать несущую способность каркасов
парогенераторов для опирания кровли
помещения, где они устанавлива-
ются.
В районах III и IV климатических
поясов, т. е. при высокой температуре
наружного воздуха и отсутствии пе-
риодов с температурой ниже —30° С
и сильных ветров, в ряде случаев воз-
можно применять полуоткрытые, а
иногда открытые компоновки, защи-
щая оборудование, установленное вне
помещений, легкими шатрами и на-
весами. Во всех случаях дымососы,
элементы оборудования систем меха-
нического золоулавливания, дутьевые
вентиляторы, пылевые циклоны и се-
параторы устанавливаются вне глав-
ного корпуса и частично на открытом
воздухе. Необходимо обеспечить удоб-
ные подводы топлива к парогенерато-
рам и охлаждающей воды в машинный
зал и отвод этой воды из него; удобные
выводы электроэнергии, горячей воды
и пара за пределы машинного зала,
а также удаление дымовых газов,
шлака и золы.
4. Компоновка главного корпуса
промышленной электростанции долж-
на обеспечивать рациональную связь
электростанции с цехами предприятия
и минимально возможные коммуника-
ции электросетей, теплофикационных
трубопроводов, а также газопроводов
и паропроводов при использовании
горючих газов и пара от технологи-
ческих агрегатов на электростанции.
Многообразие факторов, влияющих
на рациональную компоновку глав-
ного корпуса: тип электростанции; ко-
личество, единичная мощность и кон-
струкция основных агрегатов; вид топ-
лива; характер связи электростанции
с энергосистемой; расположение элек-
тростанции на территории предприя-
тия определило применение различ-
ных компоновок главного корпуса,
меняющихся по мере совершенствова-
ния энергетического оборудования и
строительной техники.
238

В настоящее время применяются
преимущественно компоновки глав-
ного корпуса, показанные на схемах
рис. 13-3.
Характерным для современных ком-
поновок является следующее: глав-
ный корпус электростанции обычно
выполняется с параллельным распо-
ложением основных помещений — ма-
шинного зала, помещения парогене-
раторов и теплогенераторов, бункер-
ной и деаэраторной этажерок (поме-
щений). При этом применяются раз-
дельные (рис. 13-3, а), сдвоенные
(рис. 13-3, б) и совмещенные бункерно-
деаэраторные отделения (рис. 13-3, в).
При раздельных бункерном и деаэра-
торном отделениях увеличивается про-
тяженность газоходов от парогенера-
торов к устройствам газоочистки и ды-
мовой трубе. Наиболее компактную
компоновку обеспечивает совмещение
бункерного и деаэраторного помеще-
ний в однопролетной этажерке. Такое
решение возможно при блочной схеме
ТЭС, при которой отпадает необхо-
димость в прокладке поперечных тех-
нологических трубопроводов и значи-
тельно сокращается их длина.
При центральном пылезаводе, а
также при работе на газомазутном
топливе отпадает необходимость рас-
полагать в главном корпусе ленточные
конвейеры, бункера сырого топлива,
устанавливать мельницы и другое обо-
рудование систем пылеприготовления,
поэтому не требуется сооружения бун-
керного отделения и этажерка между
машинным залом и помещением паро-
генераторов используется только для
размещения деаэраторов и трубопро-
водов.
Помещения главного корпуса на-
ходятся выше уровня земли. Основная
площадка обслуживания парогенера-
торов и машинного зала располагается
на одной отметке. В качестве примера
компоновки главного корпуса на
рис. 13-4 показан главный корпус ТЭЦ
на пылеугольном топливе мощностью
150 тыс. кВт.
На ТЭЦ установлены три турбоге-
нератора по 50 тыс. кВт и три паро-
генератора паропроизводительностью
420 т/ч с начальными параметрами
пара перед турбиной 12,7 МПа, 560° С.
В главном корпусе имеется одно-
пролетное бункерно-деаэраторное от-
деление с пролетом 12 м с пристроен-
ной стальной этажеркой с пролетом
6,65 м, расположенной в помещении
парогенераторов, на которую вынесе-
ны бункера пыли и часть трубопро-
водов. Пролет помещения парогене-
раторов 36 м, его высота 35,7 м. Си-
стема пылеприготовления с шаровыми
барабанными мельницами располо-
жена по оси парогенератора в строи-
тельной ячейке длиной 12 м. Деаэра-
торы размещены между бункерами сы-
рого угля, распределительное устрой-
ство собственного расхода двухэтаж-
ное, расположено поперек бункерно-
деаэраторного помещения между мель-
ницами. Строительный объем главного
корпуса составляет 2,3 м3/кВт, а
площадь застройки — 0,058 м2/кВт.
На рис. 13-5 показан главный кор-
пус ТЭЦ—ПВС металлургического
завода.
На промышленных электростанци-
ях малой мощности в целях уменьше-
ния начальных капитальных затрат
характерным является стремление
расположить все оборудование элек-
тростанции в главном корпусе, а
также сократить вспомогательные по-
мещения за счет имеющихся на пред-
приятии (мастерских, лабораторий,
служебных помещений и пр.). На
рис. 13-6 показаны схемы компоновки
электростанции малой мощности.
Помещение парогенераторов, ма-
шинный зал и бункерная этажерка
между ними располагаются параллель-
но. Деаэраторной этажерки нет, и де-
аэраторы размещаются на площадке
в помещении парогенераторов.
Парогенераторы устанавливаются
перпендикулярно продольной оси по-
мещения фронтом к машинному залу,
а турбогенераторы перпендикулярно
или параллельно продольной оси ма-
шинного зала. Главное распредели-
тельное устройство и щит управления
размещаются в машинном зале вдоль
него, распределительное устройство
собственного расхода — в бункерной
этажерке. Служебные и бытовые по-
мещения располагаются со стороны
постоянного торца главного корпуса.
Применялась также компоновка, при
которой помещение парогенераторов
и машинный зал располагаются парал-
лельно и примыкают друг к другу.
Деаэраторы устанавливаются в по-
239

Рис. 13-4. Главный корпус ТЭЦ 150 тыс. кВт на пылеугольном топливе.
а — поперечный разрез: / — машинное отделение; 2 — бункерно-деаэраторное отделение; 3 — по-
мещение парогенераторов; 4 — бункер сырого угля; 5 — бункер пыли; 6 — помещение ленточных
конвейеров; 7 — циклон; б — план: / —• РУСН, 6 кВ; 2 — фундамент шаровой барабанной мельни-
цы; 3 — аккумуляторная; 4 — мастерская.
240

Рис. 13-5. Главный корпус ТЭЦ металлургического завода.
а — поперечный разрез; б — план; / — турбоагрегат ВПТ-25-3 мощностью 25 МВт, параметры
пара 8,8 МПа, 500°С; 2 — турбоагрегат ВР-2Ъ мощностью 25 МВт; 3 — регенеративная установ-
ка; 4 — подогреватель сетевой воды; 5 — питательный насос; 6 — сетевой насос; 7 — деаэратор;
8 — распределительное устройство собственного расхода; 9 — шаровая барабанная мельница;
10 — мельничный вентилятор; // — угольные бункера; 12 — промежуточные бункера пыли; 13 —
сепаратор пыли; 14 — пылевой циклон; 15 — конвейеры топливоподачи; 16— парогенератор па-
ропроизводительностью 230 т/ч; 17 — дутьевой вентилятор; 18 — электрофильтр; 19 — дымосос;
20 — распределительное устройство электрофильтров; 21 — бак питательной воды; 22 —- помеще-
ние трубопроводов; 23 — горелки доменного газа.
стоянном торце помещения парогене-
раторов, с фронта бункерной этажер-
ки — главное распределительное уст-
ройство и щит управления.
Со стороны постоянного торца ма-
шинного зала размещаются парогене-
раторы, они устанавливаются фронтом
к открытой стене, со стороны которой
241

размещаются дымососы и дымовая
труба; турбогенераторы устанавли-
ваются перпендикулярно или парал-
лельно продольной оси машинного
зала.
Основными показателями, харак-
теризующими компоновку главного
корпуса электростанции, являются
площадь и объем здания и отдельных
помещений, отнесенные к установлен-
ной электрической и паровой мощно-
сти электростанции. Объем зданий
для современных электростанций —
ТЭЦ (а) и КЭС (б) средней и большой
мощности (по усредненным данным)
приведены на графике рис. 13-7.
Удельный объем и площадь главно-
го корпуса значительно уменьшаются
с ростом электрической и паровой мощ-
ности электростанции и единичной
242
Рис. 13-6. Схемы компоновок главного кор-
пуса ТЭЦ малой мощности.
а — электростанция с турбогенераторами менее
6 МВт на твердом топливе; бив — электростан-
ция с турбогенераторами 12 и 25 МВт на твердом
топливе; г — электростанция с турбогенераторами
до 25 МВт на газе и мазуте. / — помещение паро-
генераторов; // — машинное отделение; /// —
деаэраторное отделение; IV — бункерное отделе-
ние; V — главное распределительное устройство;
VI — служебные помещения; VII — распреде-
лительное устройство собственных нужд; / — паро-
генератор; 2 — турбогенератор; 3 — питательный
насос; 4 — деаэратор; 5 — сетевой подогреватель;
6 — сетевой насос; 7 — золоуловитель; 9 — дымо-
сос; 9 — вентилятор.
мощности ее основных агрегатов —
парогенераторов и турбогенераторов,
как это видно из графика на рис. 13-7.
На современных ТЭЦ на твердом
топливе удельный объем главного кор-
пуса составляет 0,81—0,83 м3/кВт и
удельная площадь 0,022—0,025 м2/кВт.
При установке в машинном зале про-
мышленной ТЭЦ турбовоздуходувок
и турбокомпрессоров мощностью до
35 тыс. кВт удельный объем главного
корпуса увеличивается и составляет
3—3,5 м3/кВт. Наибольший объем в
главном корпусе занимает помещение
парогенераторов, которое вместе с
бункерной этажеркой составляет до
60% общего объема; помещение ма-
шинного зала — 15—20%. Значитель-
ное уменьшение объема и площади
здания главного корпуса достигается

при укрупнении единичной мощности
основных агрегатов турбогенераторов
и парогенераторов. Например, при
установке на ТЭЦ двух турбогенера-
торов по 50 тыс. кВт и двух пароге-
нераторов производительностью
420 т/ч объем главного корпуса со-
ставляет 1,55 м3/кВт и площадь за-
стройки 0,04м2/кВт,«а при установкече-
тырех турбогенераторов по 25 тыс. кВт
и четырех парогенераторов производи-
тельностью 160 т/ч объем главного
корпуса— 1,7 м3/кВт и площадь за-
стройки 0,06 м2/кВт, т. е. почти в
1,5 раза больше. Существенно умень-
шается главный корпус при примене-
нии открытых и полуоткрытых ком-
поновок.
Для нормальной эксплуатации
электростанций при открытых и полу-
открытых компоновках необходимо
применение специального оборудова-
ния, приспособленного для беспере-
бойной работы на открытом воздухе
при различной погоде — высоких и
низких температурах, при дожде и
снеге, сильном ветре.
Оборудование должно иметь спе-
циальную тепловую изоляцию, обес-
печивающую небольшие потери в окру-
жающую среду и обшивку, не подвер-
гающуюся коррозии и эрозии. Дре-
нажная система установок должна
обеспечивать спуск воды на время
остановок, устраняющий опасность
промерзания и разрыва труб и арма-
туры.
В необходимых местах устанавли-
ваются защитные укрытия с электро-
обогревом. Должны быть обеспечены
доступ ко всем элементам оборудова-
ния, расположенным на различных
уровнях, и возможность механизации
ремонтных работ с помощью соответ-
ствующих устройств и грузоподъем-
ных механизмов. Применение откры-
той компоновки дает экономию строи-
тельных материалов и их стоимости
примерно на 20%. Общая стоимость
электростанции с учетом удорожания
оборудования снижается на 3—4%.
В Советском Союзе по климатиче-
ским условиям применение открытых
и полуоткрытых компоновок в боль-
шинстве случаев нецелесообразно.
Компоновки главного корпуса паро-
газовых станций отличаются специфи-
ческими особенностями, определяе-
мыми отсутствием оборудования топ-
ливоподачи, пылеприготовления, золо-
очистки и золоудаления, а также
применением парогенераторов с давле-
нием в газовом тракте,что резко умень-
шает их габариты. В результате оказы-
вается возможным расположение ос-
новного оборудования электростан-
ции в одном помещении — машинном
зале. Главный корпус запроектиро-
ванных отечественных парогазовых
электростанций обычно предусматри-
вается двухпролетным, состоящим из
параллельно расположенных помеще-
ний: машинного зала, в котором попе-
рек его оси устанавливаются паровые
и газовые турбогенераторы, а также
парогенераторы; трехэтажной деаэра-
тор ной этажерки, где размещаются
деаэраторы, тепловой щит и распре-
делительное устройство собственного
расхода; к деаэратор ной этажерке
примыкают установленные вне поме-
щения водяные экономайзеры.
Компоновка здания парогазовой
установки мощностью 200 МВт была
приведена на рис. 7-13. Удельный
объем здания такой парогазовой элек-
тростанции 1,4—1,5 м3/кВт.
Компоновки газотурбинных элект-
ростанций, состоящих из ряда блоч-
ных однотипных агрегатов, которые
расходуют большое количество воз-
духа и выделяют большое количество
продуктов сгорания, выполняются в
виде однопролетного здания, в кото-
ром размещаются газотурбинные агре-
гаты со вспомогательным оборудова-
нием, и примыкающего к нему поме-
щения щита управления. Специаль-
ного помещения для размещения рас-
Рис. 13-7. Зависимость удельной кубатуры
главного корпуса от установленной мощности
электростанции. 1 — твердое топливо; 2—газ и
мазут.
243

пределительного устройства собствен-
ного расхода не требуется ввиду ма-
лого расхода электроэнергии на вспо-
могательные механизмы. Регенератив-
ные подогреватели газотурбинных
установок и подогреватели сетевой
воды системы теплофикации, обогре-
ваемые продуктами сгорания, а также
всасывающие камеры для воздуха с
фильтрами и глушителями шума раз-
мещаются на открытом воздухе за
пределами основного помещения.
Компоновка газотурбинной элект-
ростанции с агрегатами'100 МВт типа
ГТ-100-750-2 была приведена выше
на рис. 7-9.
Служебные помещения и химводо-
очистка парогазовых и газовых элек-
тростанций размещаются в отдельных
зданиях.
ГЛАВА ЧЕТЫРНАДЦАТАЯ
РЕЖИМ РАБОТЫ, ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ
И АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
14-1. РЕЖИМ РАБОТЫ,
ГРАФИКИ НАГРУЗКИ И ИХ ВЛИЯНИЕ
НА РАБОТУ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
. Энергетическое производство в
сравнении с другими отраслями про-
мышленности имеет ряд особенностей,
из которых наиболее характерными
являются следующие:
1. Производство непрерывное. Не-
возможно остановить всю промышлен-
ность, отключить свет, водопровод,
радио, связь. Внезапный останов шахт-
ных механизмов, доменного, сталели-
тейного производства и др. может
привести не только к аварии, но и к
гибели людей.
Снабжение электроэнергией долж-
но быть непрерывным и абсолютно на-
дежным.
2. Производство электроэнергии в
каждый данный момент соответствует
ее потреблению.
Так как потребление постоянно
изменяется в зависимости от: а) вре-
мени суток (день, ночь); б) времени
года (зима, лето); в) особых условий
работы промышленности (двух-трех-
сменная работа, выходные дни и т. д.),
то и выработка электроэнергии посто-
янно изменяется. Электростанция ра-
ботает по графику потребления, имею-
щему пики и провалы нагрузки (ве-
черний максимум, ночной минимум).
Ввиду этого для планирования и
регулирования производственного
процесса электростанции необходимо
знать суточные графики электриче-
ской и тепловой нагрузки. Так как
некоторые виды электрического пот-
ребления (например, освещение) и
особенно потребление теплоты (отоп-
ление) имеют сезонный характер, рез-
ко различаясь зимой и летом, для ха-
рактеристики нагрузки станции надо
знать зимние и летние суточные гра-
фики. Особенно большое значение
имеет зимний суточный график элек-
трической и тепловой нагрузок, так
как он определяет максимум нагрузки
и выбор мощности электростанции.
Зная расход электроэнергии у от-
дельных групп потребителей, можно
построить суммарный график потреб-
ления по часам суток. Чтобы получить
нагрузку на шинах электростанции,
к ординатам полученного суммарного
графика потребления надо добавить
расход электроэнергии на собствен-
ные нужды станции и на потери в
распределительной сети.
На рис. 14-1 показан пример суточ-
ного графика электрической нагрузки
для зимнего дня. Если взять нагрузку
по этому графику в 17 ч за 100%, то
минимум нагрузки в 3 ч составит
только 32%. Такие колебания нагруз-
ки в течение суток не являются исклю-
чительными в практике работы элек-
тростанций.
График на рис. 14-1 представляет
суммарное энергопотребление многих
промышленных предприятий, транс-
порта и значительных жилых масси-
вов, у которых пики и провалы нагруз-
ки часто не совпадают. Такой график
покрывается обычно несколькими
электростанциями, объединенными в
энергосистему и работающими парал-
лельно. Объединение электростанций
в энергосистему со связями между
ними дает возможность:
1) при любой аварии обеспечить
бесперебойное снабжение особо ответ-
244

ственных потребителей электроэнер-
гии за счет «вращающегося резерва»
системы с последующим пуском агре-
гатов из холодного резерва;
2) обеспечить проведение поочеред-
ного ремонта оборудования на всех
станциях системы (обычно летом), с
покрытием графика нагрузки за счет
резервов всей энергосистемы;
3) регулировать нагрузку теми
электростанциями, где это легче и
выгоднее. Так, в первую очередь на-
грузка регулируется гидроэлектро-
станциями, затем на КЭС низкого дав-
ления, где агрегаты менее экономичны
и их легче остановить. Наоборот, в
паводок от ГЭС берут всю нагрузку,
вытесняют ТЭС и даже комбинирован-
ную выработку электроэнергии на
ТЭЦ, которую обычно включают в ба-
зисную часть графика как наиболее
экономичную.
Развитие энергетики идет по пути
укрупнения энергосистем и объедине-
ния их в единую энергосистему с одно-
временным строительством электро-
сетей большой пропускной способно-
сти. Примером служит единая энер-
гетическая система европейской части
СССР (ЕЭС) с общей мощностью более
150 млн. кВт, контролируемой с цент-
рального диспетчерского пункта в
Москве.
Электростанции, слишком далеко
расположенные от сетей энергосисте-
мы, вынуждены работать изолирован-
но. В этом случае при авариях на
станции возможны перерывы в энерго-
снабжении потребителей на время
пуска агрегатов из холодного состоя-
ния. Регулирование нагрузки по гра-
фику усложняется. Иногда необхо-
димы ежедневные остановы и пуски
основных агрегатов. Относительный
размер резервной мощности на такой
станции должен быть значительно
больше, чем при работе в энергосисте-
ме. Мощность изолированно работаю-
щих станций в настоящее время сос-
тавляет только 2—3% общей установ-
ленной мощности в СССР.
Важнейшее значение для решения
вопросов рационального энергоснаб-
жения имеют графики потребления
теплоты, отпускаемой для технологи-
ческих нужд предприятий, а также
для отопления, вентиляции и горячего
водоснабжения производственных и
жилых зданий. Обычно графики рас-
хода теплоты составляются раздельно
по видам теплоносителя — пара сред-
него и низкого давления и воды. На
рис. 14-2 приведен пример суточного
графика отопительно-бытовой нагруз-
ки для зимы и лета.
По отпуску теплоты в паре элек-
тростанции работают всегда изолиро-
ванно. Также изолированно произво-
дится снабжение потребителей тепло-
той с горячей водой, хотя теплосети
некоторых ТЭЦ, расположенных в од-
ном городе, связаны через раздели-
тельную задвижку. Иногда в таких
случаях по соображениям тепловой
экономичности часть тепловых потре-
бителей одной ТЭЦ передается другой,
но при этом на параллельную работу
станции обычно не включаются.
Работа станции по графику с резко
изменяющейся в течение суток на-
грузкой заставляет изменять нагрузку
агрегатов в пределах, допустимых с
точки зрения надежности их работы,
даже с возможным ухудшением их
экономических показателей.
Оптимальные экономические пока-
затели для любого агрегата можно
получить только в ограниченном диа-
Рис. 14-1. Структура суммарного зимнего су-
точного графика электрической нагрузки.
Рис. 14-2. Суточный график отопительно-бы-
товой нагрузки.
245

пазоне нагрузки, близкой к номиналь-
ной. В реальных условиях эксплуа-
тации ТЭС ее оборудование большую
часть времени работает при отклоне-
нии от расчетного режима по нагрузке,
а иногда и по параметрам. Последнее
связано со снижением нагрузки до
нуля и подъемом ее до номинального
значения при останове и пуске агре-
гатов. При этом имеют место не только
дополнительные потери теплоты, но и
снижение надежности из-за работы
элементов оборудования с переменны-
ми напряжениями в металле, связан-
ными с резкими колебаниями темпе-
ратуры и давления рабочей среды.
С этим необходимо считаться при
определении режима работы агрега-
тов для покрытия неравномерного гра-
фика нагрузки ТЭС, избегая по воз-
можности частых остановов сложного
оборудования (парогенераторы, тур-
бины, питательные насосы) и особенно
при наличии оборудования высокого
давления.
При допустимом (по условиям на-
дежной работы) снижении нагрузки
современных парогенераторов до 50—
70 % номинальной ухудшение их эко-
номичности сравнительно невелико.
Ухудшение тепловой экономичности
ТЭС при снижении нагрузки зависит
в основном от снижения к. п. д. тур-
бин.
В некоторых случаях, например
при турбинах с отбором пара, тепло-
вая экономичность ТЭЦ при сниже-
нии электрической нагрузки может
повыситься, если снизить при этом
конденсационную выработку, сохра-
нив неизменной выработку электро-
энергии на базе теплового потребле-
ния.
Изменение экономичности турбин
и парогенераторов при изменении на-
грузки определяется их тепловыми ха-
рактеристиками, описанными в гл. 12.
Кроме суточного графика электриче-
ской нагрузки, практическое значе-
ние имеет годовой график продолжи-
тельности нагрузки, который дает
возможность рассчитать годовую выра-
ботку электроэнергии.
14-2. ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Организация эксплуатации тепло-
вой электростанции должна обеспе-
чить ее надежную и экономичную
работу.
Надежность снабжения энергией
является основным условием хорошей
работы электростанции. Случаи на-
рушения подачи энергии потребителям
называются авариями (серьезное на-
рушение снабжения) или отказами
(менее серьезное нарушение).
Аварии на тепловых электростан-
циях не только связаны с поврежде-
нием дорогостоящего оборудования, но
и могут повлечь за собой несчастные
случаи с людьми. Кроме того, аварии
вызывают перебои в работе и порчу
продукции на промышленных пред-
приятиях, получающих энергию от
электростанции. Обычно этим нано-
сится гораздо больший ущерб народ-
ному хозяйству, чем от аварии на
самой станции. Часто ущерб у потре-
бителей при аварии превышает стои-
мость оборудования электростанции.
Эксплуатация тепловой электро-
станции должна быть организована в
точном соответствии со специальными,
обязательными для установок всех
министерств и ведомств Правилами
технической эксплуатации (ПТЭ). Все
местные инструкции по обслуживанию
оборудования каждой электростанции
должны разрабатываться с учетом
этих Правил. Так как надежность
работы тепловой электростанции тесно
связана с вопросами обеспечения без-
опасности обслуживающего персона-
ла, разработан комплекс правил тех-
ники безопасности (ТБ), регламенти-
рующий всю эксплуатацию тепловой
электростанции и имеющий с этой точ-
ки зрения силу государственного
закона.
- Соблюдение правил ТБ при экс-
плуатации тепловой электростанции
контролируется местными органами
Комитета по надзору за безопасным
ведением работ в промышленности и
горному надзору при Совете Минист-
ров СССР (Госгортехнадзор).
Готовность электростанции к ее
надежной и безопасной эксплуатации
проверяется Госгортехнадзором до
пуска ее в работу. При этом на паро-
генераторы и все сосуды, работающие
под давлением сверх 0,07 МПа, на
крупные паропроводы, подъемные кра-
ны и др. должны быть представлены
их технические данные и документы,

подтверждающие качество и основные
характеристики материалов, из кото-
рых они сделаны. Особо подробные
сведения требуются о качестве круп-
ных сварных соединений, в.большом
количестве выполняемых при монтаже
парогенераторов и паропроводов вы-
сокого давления.
Выполнение любых требований,
предъявляемых к оборудованию, и
применение любых устройств, не мо-
жет гарантировать надежной и эко-
номичной работы электростанции при
плохой работе обслуживающего пер-
сонала. Ввиду этого к работникам,
обслуживающим энергетические уста-
новки, предъявляются высокие тре-
бования.
Новый персонал предварительно
должен изучить ПТЭ, правила Госгор-
технадзора, местные инструкции по
обслуживанию оборудования, правила
техники безопасности, относящиеся
к его рабочему месту, а также пройти
стажирование под наблюдением опыт-
ного работника. В дальнейшем знания
персонала периодически проверяются
повторно.
За неправильные действия работ-
ника, не прошедшего очередной про-
верки по ПТЭ и производственным
инструкциям, приведшие к аварии на
электростанции, несет ответственность
руководящий персонал. Руководящий
персонал несет ответственность также
за несчастные случаи с людьми, про-
исшедшие на станции.
Правила технической эксплуата-
ции электрических станций предус-
матривают определенную структуру
энергопредприятия. Эта структура мо-
жет несколько видоизменяться в зави-
симости главным образом от того,
входит ли данная тепловая электро-
станция в состав энергосистемы, объ-
единяющей ряд энергетических пред-
приятий, или в состав промышленного
иредприятия. На тепловой электро-
станции, как правило, имеются четыре
основных цеха: топливно-транспорт-
ный (вместе с топливоподачей), паро-
генераторный, машинный, электри-
ческий (с электроизмерительной лабо-
раторией) и вспомогательные цехи:
химической водоочистки (с химической
лабораторией), тепловой автоматики
и измерительных приборов (цех ТА
и И). Иногда при ограниченном объеме
Рис. 14-3. Схема управления тепловой элект-
ростанцией.
работ этот цех заменяется теплоизме-
рителыюй лабораторией. Кроме того,
обычно имеются механические мастер-
ские и ремонтно-строительный цех.
Всем комплексом цехов электро-
станции руководит главный инженер,
в ведении которого находятся также
производственно-технический отдел и
оперативная группа из дежурных ин-
женеров станции. Главный инженер
является первым заместителем дирек-
тора электростанции. Последнему не-
посредственно подчинены, кроме того,
отделы: планово-экономический, снаб-
жения, административно-хозяйствен-
ный и бухгалтерия. Описанная схема
управления тепловой электростанции
изображена на рис. 14-3. Характерной
чертой управления производственным
процессом на электростанции является
двойное подчинение дежурного пер-
сонала. Каждый дежурный на рабочем
месте в оперативном отношении подчи-
нен вышестоящему дежурному, в ко-
нечном счете дежурному инженеру,
а в административно-техническом от-
ношении — своему начальнику цеха.
Дежурный инженер, непосредственно
руководящий всем режимом электро-
станции и оперативными действиями
персонала, в административно-техни-
ческом отношении подчинен главному
инженеру электростанции. В то же
время оперативно он подчинен диспет-
черу энергосистемы, распоряжения ко-
торого в части режима электростан-
ции, изменения ее нагрузки в установ-
ленных пределах и пр. он обязан вы-
полнять, минуя главного инженера.
На промышленной электростанции,
изолированной от энергосистемы, роль
247

диспетчера энергосистемы выполняет
дежурный отдела главного энергетика.
Остановка любого оборудования
электростанции в ремонт, снижающий
ее максимальную нагрузку, может
быть произведена только с разрешения
диспетчера энергосистемы (по заранее
поданной заявке). Остановка обору-
дования, не влияющего на нагрузку,
разрешается главным инженером стан-
ции самостоятельно.
Станция, отпускающая теплоту
внешним потребителям, обязана согла-
совать остановку оборудования, влия-
ющего на отпуск теплоты, также и с
диспетчером теплосети. Отпускаемая
потребителям электроэнергия и тепло
замеряются счетчиками или регистри-
рующими приборами, расположенны-
ми на выходе со станции.
14-3. АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕПЛОВЫХ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Автоматическое управление или
автоматизация тех или иных функций
в процессе управления производством
является одним из решающих средств
повышения технико-экономической
эффективности производства. Совре-
менная техника особенно с учетом бур-
ного развития электроники, вычисли-
тельной техники и средств автомати-
зации располагает возможностями для
полной автоматизации почти любого
существующего производства. Однако
автоматизация не является самоцелью,
а только средством повышения эффек-
тивности производства, поэтому для
каждого вида производства существует
в настоящее время технико-экономи-
ческий предел развития средств авто-
матизации. Этот предел развития
средств автоматизации будет возрас-
тать по мере развития средств автома-
тизации и совершенствования данного
производства. Для энергетического
производства таким пределом в насто-
ящее время и в ближайшем будущем
является создание автоматизирован-
ных систем управления с участием
человека-оператора [1]. Для нормаль-
ной работы современного энергети-
ческого оборудования паротурбинной
электростанции с парогенератором на
твердом, жидком или газообразном
топливе с паровыми турбинами, имею-
щими промышленные, отопительные и
регенеративные отборы, требуется
контролировать около 1000 перемен-
ных величи»н, из которых около 100
величин должны иметь надежную
автоматическую стабилизацию.
Основными параметрами являются:
частота вращения вала турбогенера-
тора, давление и температура пара
перед стопорным клапаном турбины,
давление и коэффициент избытка воз-
духа в топке, наличие факела в топке,
нормальное соотношение расхода топ-
лива, воздуха и питательной воды,
давление регулируемых отборов для
промышленных потребителей, темпе-
ратура и давление масла в подшипди-
ках турбогенератора и многие другие
параметры.
Для управления работой энерге-
тического оборудования имеется не-
сколько сотен регулирующих органов
с автоматическими регуляторами и
с дистанционным управлением. Опе-
ратор даже самой высокой квалифика-
ции уже не в состоянии справиться с
таким объемом информации и не может
без автоматических устройств и регу-
ляторов реагировать на сигналы и пока-
затели приборов. Малая инерционность
процессов, высокая стоимость оборудо-
вания, тяжелые формы аварий из-за
высоких параметров рабочей среды,
затрагивающие также технологические
процессы промышленных потребителей
и комфортные условия коммунально-
бытовых потребителей, получающих
теплоту и электроэнергию от элек-
тростанций, требуют особо надежных
систем автоматической защиты энер-
гетического оборудования во всех слу-
чаях нарушения нормальных режимов
его работы. Исключительно сложными
и ответственными режимами являются
цуски и остановы энергетического обо-
рудования, состоящие из сотен после-
довательных операций, выполняемых
по жестким программам в течение не-
скольких часов. Автоматическая оп-
тимизация режимов пуска и останова
энергооборудования в настоящее вре-
мя разработана и освоена еще недо-
статочно как в Советском Союзе, так
и за рубежом; поэтому режимы тре-
буют большого напряжения от персо-
нала и приводят к большим потерям
теплоты и топлива.
Для мощных энергоблоков
К-300-240, К-500-240, К-800-240 и
248

Рис. 14-4. Функциональная схема АСУ «Комплекс АСВТ».
Рис. 14-5. Аппаратура операторского пункта энергоблока с АСУ <<Комплекс».
9 Баженов М. И. и др.
249

Рис. 14-6. Структурная схема управления
энергоблоком с использованием его матема-
тической модели.
/ — местные системы контроля и управления;
2 — система регулирования турбогенератора; 3 —
регулятор температуры перегрева пара; 4 — ре-
гулятор тяги дымососа; 5 — регулятор тепловой
нагрузки котла (регулятор подачи газа к горел-
кам); 6 — регулятор подачи воздуха для горения;
7 — регулятор питания котла водой; 8 — устрой-
ство для резервирования всех регуляторов (может
заменить любой вышедший из' строя регулятор);
9 — устройство регулирования.тепловой нагрузки;
10 — устройство оптимизации режима горения;
// — устройство стабилизации процесса парогене-
рации; 12 — устройство регулирования давления;
13 — система расчета технико-экономических по-
казателей; 14 — система обнаружения неисправ-
ностей; 15 — устройство сигнализации неисправ-
ностей; 16 — система избирательного контроля;
17 — система избирательного управления; 18 —
система непосредственного управления блоком;
19 — система контроля работы блока; 20 — си-
стема аварийных защит; 21 — печатающие устрой-
ства.
К-1200-240разработанаииспытывается
современная аппаратура для АСУ с на-
званием «Комплекс АСВТ» Ш.Эта сис-
тема рассчитана на управление двумя
энергоблоками и состоит из двух ин-
формационных подсистем для каждого
блока и одной общей вычислительной
подсистемой на базе комплекса
М-6000.
На рис. 14-4 приводится функцио-
нальная система АСУ «Комплекс
АСВТ».
Каждая информационная подсис-
тема проводит сбор и обработку пер-
вичной информации от датчиков, уста-
новленных на оборудовании блока,
осуществляет избирательный конт-
роль, сигнализацию и регистрацию
параметров, имеющих отклонение от
нормальных выше допустимых пре-
делов.
25G
Основные операции по управлению
блоком осуществляются вычислитель-
ной подсистемой совместно с автома-
тическими регуляторами. В наиболее
сложных режимах работы, таких как
пуск, останов, аварийные режимы,
вычислительная подсистема работает
как советчик дежурного оператора.
Роль и квалификация, дежурного опе-
ратора с применением АСУ не только
не снижается, но постоянно повышает-
ся. Операторами на крупных энерге-
тических блоках работают, как пра-
вило, техники, имеющие опыт работы
и хорошо знающие не только основное
и вспомогательное тепломеханическое
оборудование, но и изучившие состав
и принципы работы АСУ и умеющие
контролировать работу системы ав-
томатического управления. Началь-
никами смен вахтенного персонала на
электростанциях с мощными блоками
работают инженеры, прошедшие дли-
тельную стажировку в качестве опе-
раторов блоков и сдавшие соответ-
ствующие экзамены по Правилам тех-
нической эксплуатации (ПТЭ), тех-
нике безопасности.
Внешний вид современного щита
управления энергоблоками по системе
«Комплекс АСВТ» представлен на
рис. 14-5. Наиболее прогрессивным
направлением развития автоматиче-
ских систем управления, по мнению
специалистов, является создание и ис-
пользование математической модели
энергоблока на базе использования
современных ЭВМ.
Примерная схема управления энер-
гоблоком с использованием математи-
ческой модели приведена на рис. 14-6.
Однако сложность создания такой
математической модели пока еще не
полностью преодолена вследствие
большой сложности процессов в энер-
гоблоке и прежде всего процессов
работы парогенераторов. Математиче-
ская модель должна быть связана
большим количеством контрольных
цепей с объектом управления с целью
периодического уточнения параметров
модели по параметрам энергоблока.
Часть автоматических регуляторов,
таких как автомат горения, питания
и др., имеет непосредственную связь
с энергоблоком еще дополнительно,
помимо связи с моделью. Также непо-
средственно с энергоблоком связаны

и системы его аварийной защиты. Все
управление блоком может в этом слу-
чае проводиться с помощью модели.
На модели блока могут проводить-
ся поиски оптимальных режимов рабо-
ты энергоблока в пределах заданного
электрического и теплового графиков
нагрузки без фактического изменения
нагрузки блока. Математическая мо-
дель может служить также для обна-
ружения неисправностей в системе
контроля блока и помогать построе-
нию системы резервирования автоном-
ных регуляторов при отказах в их
работе. Однако и создание математи-
ческой модели, вероятно, не позволит
в ближайшем будущем полностью ав-
томатизировать наиболее сложные и
ответственные режимы пуска и оста-
нова энергоблока. Усовершенствова-
ние модели позволит облегчить работу
оператора при этих режимах и сокра-
тит возможность аварийных ситуаций
в наиболее ответственных режимах
работы оборудования.
Следует отметить, что стоимость
современных АСУ становится суще-
ственным фактором и составляет по
ряду проектов крупных электростан-
ций в Советском Союзе и за рубежом
10—25% стоимости основного обору-
дования станции.
14-4. ТЕХНИЧЕСКИЙ УЧЕТ,
ПЛАНИРОВАНИЕ, НАЛАДКА РЕЖИМОВ
Для надежной и экономичной экс-
плуатации ТЭС необходимы хорошо
организованные технический учет,
планирование и наладка режимов.
Технический учет предусматривает
постоянный контроль работы отдель-
ных агрегатов и всей станции в целом,
чтобы анализировать технические ре-
зультаты работы в сравнении с задан-
ными технико-экономическими пока-
зателями ТЭС (см. гл. 1). Для этого
на всех основных агрегатах действую-
щей ТЭС ведется почасовая непрерыв-
ная запись нагрузки, основных па-
раметров отпускаемой продукции и пр.
Эти записи часто заменяются записью
автоматических регистраторов и счет-
чиков, непрерывно фиксирующих те
же показания.
Часовые записи, диаграммы ре-
гистраторов, показания счетчиков об-
рабатываются ежедневно, чтобы полу-
9*
чить среднесуточные значения пока-
зателей (а по ним и среднемесяч-
ные).
В результате такой обработки полу-
чаются основные сведения о работе
ТЭС за сутки и за месяц: выработка и
отпуск электроэнергии и теплоты, рас-
ход топлива, выработка пара и тепло-
ты парогенераторами, потребление
пара и теплоты турбинами, расход
электроэнергии и теплоты на собствен-
ные нужды цехов ТЭЦ и пр. Плани-
рование эксплуатации оборудования
на будущий период должно предусмат-
ривать расчет режимов ТЭС для по-
крытия ожидаемых графиков электри-
ческой и тепловой нагрузок, а также
необходимые остановы оборудования
(на ремонт и в резерв). Вся эта работа
ведется в тесной увязке с параллельно
работающими электростанциями под
общим контролем энергосистемы. На-
конец, важной задачей работников
электростанций является наладка в
практической эксплуатации преду-
смотренных расчетом оптимальных ре-
жимов оборудования.
Примером такой совершенно необ-
ходимой наладки является организа-
ция оптимального топочного режима
парогенераторов, обеспечивающая ми-
нимальные тепловые потери и мини-
мальный расход электроэнергии на
собственные нужды. Наладка опти-
мального внутри котлового режима га-
рантирует надежную работу поверх-
ностей нагрева при минимальной по-
тере теплоты с продувками. Для тур-
богенераторов должен быть разрабо-
тан режим оптимального вакуума,
проконтролирована работа схемы ре-
генерации и обеспечена максимальная
выработка электроэнергии на тепло-
вом потреблении при данном отпуске
теплоты. Большое значение для эко-
номичности электростанции имеет раз-
рабатываемое заранее наиболее целе-
сообразное распределение нагрузок
между работающими агрегатами в ко-
тельной и турбинном зале с учетом
их надежности, экономичности и ха-
рактеристик.
Для того чтобы агрегаты станции
работали во всех сменах по налажен-
ному оптимальному режиму, обслу-
живающему персоналу даются все
необходимые указания в виде подроб-
но разработанных и утвержденных
251

Таблица 14-1
Режимная карта эксплуатации парогенератора на газе
Нагрузка Dnr
при температу-
ре питатель-
ной воды
230 «С
200
250
300
350
400
420
140 °С
170
210
250
300
340
■"■-■
Коли-
чество
работаю-
щих го-
релок
1-го и
2-го яру-
сов
6
6
12
12
12
12
Давление
воздуха
за возду-
хоподог-
ревате-
лем, Па
95
140
55
75
100
ПО
Давление
воздуха
в коро-
бах пе-
ред го-
релками,
Па
55
85
40
55
75
85
Содержа-
ние О02 за
перегрева-
телем, %
10,0
10,0
10,5
10,5
10,5
10,5
Содержа-
ние 02 за
экономай-
зером, %
4,0
4,0
3,0
3,0
3,0
3,0
Перепад на
шайбах рас-
хода газа на
горелках, мм
вод. ст.
250 \
390 \
150 J
200 )
260 \
290 J
Частота вращения
дымососов
Малая
Большая
вентиля-
торов
Малая
Большая
Примечания; 1. Загрузка горелок по газу равномерная.
2. Воздушные шиберы на работающих горелках открыты полностью.
3. Перепад на шайбах у горелок указан при давлении газа перед парогенератором 0,13—0,14 МПа.
4. Разрежение в топке поддерживается 3 Па.
главным инженером электростанции
режимных карт, которые периодиче-
ски пересматриваются и корректи-
руются.
Ниже приводится образец одной
такой карты для мощного парогене-
ратора, работающего на газе (табл.
14-1).
ГЛАВА ПЯТНАДЦАТАЯ
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
15-1. СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ
И ИХ РАСПРЕДЕЛЕНИЕ
Тепловые электростанции потреб-
ляют часть вырабатываемой ими элек-
троэнергии и теплоты на привод вспо-
могательных механизмов всех цехов,
отопление помещений, освещение и
другие нужды. На собственное потреб-
ление требуется для различного типа
тепловых электростанций от 1 до 12%
вырабатываемой электроэнергии.
Наименьший процент расхода на
собственные нужды имеют газотурбин-
ные ТЭС на газовом топливе, а наи-
больший — паротурбинные ТЭЦ вы-
сокого давления на каменном угле с
высоким содержанием золы и влаги.
Среди основных факторов, определяю-
щих расход энергии на собственные
нужды, можно выделить: тип ТЭС
(ГТУ, ПТУ, КЭС, ТЭЦ), начальные
параметры пара, вид топлива, уста-
новленная мощность, условия водо-
снабжения, наличие внешних тепло-
вых потребителей и их удаленность,
режимы работы станции. В табл. 15-1
приведен примерный расход электро-
252
энергии на собственные нужды паро-
турбинных ТЭС в процентах общей
выработки при номинальной мощно-
сти агрегатов станции и при электри-
ческом приводе питательных насосов.
При снижении электрической наг-
рузки станции относительная вели-
чина расхода собственных нужд уве-
личивается. На рис. 15-1 показано
изменение расхода на собственные
Таблица 15-1
Примерные расходы электроэнергии
на собственные нужды паротурбинных
электростанций при номинальном режиме,
% общей выработки
Тип электро-
станции
КЭС
ТЭЦ (комби-
нированная
выработка
составляет
более 30%)
Пылевидное
сжигание твер-
дого топлива
Газ и мазут
Начальное давление пара, МПа
3,5—9,0
6—7,5
7—8,5
,13—24
8—9,5
9—11
3,5—9,0
5—7
6-8
13—24
7,5—9
8,5—10,5

нужды ТЭЦ высокого давления при
снижении ее электрической мощности.
Как видно из рис. 15-1, при сниже-
нии нагрузки станции до 50% расход
на собственные нужды увеличивается
до 15% вместо 10%, а при нагрузке
30% установленный расход собствен-
ных нужд составляет 20%, т. е. удва-
ивается по сравнению с полной нагруз-
кой. Такое резкое увеличение относи-
тельного расхода на собственные нуж-
ды объясняется большим влиянием
мощности холостого хода механизмов
собственных нужд, которая остается
неизменной. Увеличение относитель-
ного расхода на собственные нужды
объясняется также наличием нерегу-
лируемых приводов на механизмах
собственных нужд и ухудшением эф-
фективности работы центробежных на-
гнетателей, углеразмольных мельниц
и других механизмов при снижении
нагрузки станции. Значительный рас-
ход электроэнергии на собственные
нужды электростанций существенно
влияет на их экономические показа-
тели, поэтому в СССР и за рубежом
принято сравнивать показатели ТЭС
по удельным расходам теплоты и топ-
лива на отпуск электроэнергии и
теплоты. Вопросу снижения расхода
электроэнергии и теплоты на собствен-
ные нужды ТЭС уделяется большое
внимание в плановых показателях и
в показателях социалистического со-
ревнования между цехами и стан-
циями.
Расходы электроэнергии на соб-
ственные нужды ТЭС распределяют
между машинным залом и парогене-
раторным цехом. К парогенератор-
ному цеху относятся расходы электро-
энергии на тягу и дутье, питательные
насосы, топливоподачу и пылеприго-
товление, золо- и шлакоудаление,
газоочистку и химводоподготовку.
К машинному залу относятся рас-
ходы электроэнергии на циркуляцион-
ные, конденсатные, дренажные, се-
тевые и подпиточные насосы, а также
на собственные нужды электроцеха.
В табл. 15-2 приводятся данные
по распределению общего расхода
электроэнергии на собственные нужды
паротурбинных электростанций четы-
рех различных типов.
На ТЭЦ расход электроэнергии
на собственные нужды станции рас-
Таблиц а 15-2
Распределение расхода электроэнергии
на собственные нуясды ТЭС
Статья расхода
Тяга и дутье
Питательные
насосы
Насосы тепло-
фикационной
установки
Пылеприготов-
ление
Гидрозолоуда-
ление
Циркуляцион-
ные насосы
Прочие
Всего
ТЭЦ-1 *, %; 1
Ро=13 МПа,
/0=540° С J
18,5
48,5
13,3
—
—
13,6
6,1
100
ТЭЦ-2 ♦*, о/0;
/?о=9 МПа, |
П,4
36,4
22,2
8,6
1,8
7,7
5,9
100
КЭС низкого
давления ***,
%; Ро=2,9
МПа,
/„=435° С
25,0
15,5
—
22,0
4,8
22,6
10,1
100
КЭС высоко- 1
го давле-
| ния ****« % 1
15,0
56,0
—
—
—
20,0
9,0
100
* Турбины ПТ-25 и ПТ-60.
** Турбины Т-50-90; сстз1т = 0,6* топлив°—
тощий уголь.
*** Топливо—подмосковный уголь.
**** Турбины К-500-240; топливо—мазут.
пределяется между двумя видами про-
дукции: отпускаемой электроэнергией
и теплотой, отпускаемой внешним
потребителям. Весь расход электро-
энергии на собственные нужды по
турбинному залу 5М*." за вычетом рас-
хода на собственные нужды на тепло-
фикационное отделение, непосредст-
венно связанного с отпуском тепла
Эг\ £, относится на производство элек-
троэнергии. Расход электроэнергии
на собственные нужды парогенератор-
ного цеха Э„Л распределяется на про-
Рис. 15-1. Зависимость расхода электро-
энергии на собственные нужды ТЗЦ от на-
грузки.
253

Рис. 15-2. Питательный насос ПЭ-500-180.
а — характеристики; б — удельный расход-элект-
роэнергии на 1 м3 воды.
Рис. 15-3. Циркуляционный насос.
а — характеристики; б — удельный расход элек-
троэнергии на 1 м3 води.
Рис. 15-4. Сетевой насос 10НМК-2.
а — характеристики; б — удельный расход элек-
троэнергии на 1 м3 воды.
Рис. 15-5. Дымосос.
а — характеристики; б — удельный расход элект-
роэнергии на 1 т пара.
изводство электроэнергии и на отпуск
теплоты пропорционально затратам
теплоты, связанным с производством
электроэнергии и теплоты. Если об-
щее количество теплоты, произведен-
ной парогенераторами, равно Qnr, a
количество теплоты на производство
электроэнергии Q9, то доля теплоты
на производство электроэнергии
где QT — количество теплоты, отпу-
щенное внешним тепловым потреби-
телям.
Величина (1 — Р) = QT/Qnr харак-
теризует долю расхода, связанную
с отпуском теплоты внешним тепловым
потребителям. Распределение элек-
троэнергии собственных нужд между
теплотой и электроэнергией про-
изводится для парогенератор ного
цеха пропорционально значениям р и
(1 - Р).
Расход электроэнергии на собст-
венные нужды по производству элек-
254
троэнергии определяется по формуле
Зтэц <э) = Эм. з — Э?\ о + рЭпг • (15-2)
Расход электроэнергии собствен-
ных нужд на отпуск теплоты внешним
потребителям равен:
ЭстэАт) = (1 ~ Р) Зспгн +<9СТ:Н0. (15-3)
Доля расхода собственных нужд
на производство электроэнергии оп-
ределяется обычно в процентах общей
выработки электроэнергии на ТЭЦ:
Удельный расход собственных
нужд по отпуску теплоты внешним
потребителям определяют как
Доля расхода собственных нужд
на производство электроэнергии зави-
сит оттипа оборудования станции, вида
топлива, режима работы и составляет
обычно зс.н = 2,5-5- 10%. Удельный

расход собственных нужд по отпуску
теплоты составляет обычно эс- н <т) =
= 10 -*- 40 кВт-ч/Гкал.
Как следует из рассмотрения
табл. 15-2, основными потребителями
расхода электроэнергии собственных
нужд на станциях являются питатель-
ные, конденсатные и циркуляционные
насосы, дымососы и вентиляторы, т. е.
центробежные и осевые нагнетатели
различного вида и назначения. Пот-
ребная мощность на валу нагнетате-
лей, кВт, равна:
где V — объемная подача, м3/с; Др —
перепад давления, создаваемый наг-
нетателем, кПа; т]п — к. п. д. нагне-
тателя, характеризующий внутренние
потери в нем.
Отличительной особенностью на-
гнетателей различного типа является
большой расход энергии на режим хо-
лостого хода, который составляет от
30 до 60% расхода при полной наг-
рузке нагнетателей. У шаровых бара-
банных мельниц, применяемых для
пылеприготовления при твердых сор-
тах каменного угля типа АШ или Т,
потребление энергии на привод прак-
тически не зависит от количества пос-
тупающего в мельницу угля, а сле-
довательно, удельный расход на 1 т
угля будет сильно увеличиваться при
снижении производительности мель-
ницы. Также резко повышаются удель-
ные расходы энергии при снижении за-
грузки и для нагнетателей, и для
других механизмов станции. На
рис. 15-2 — 15-4 приведены энерге-
тические характеристики различных
нагнетателей и показаны изменения
удельного расхода энергии с измене-
нием нагрузки.
Как видно из этих рисунков, удель-
ные расходы энергии с уменьшением
загрузки агрегатов возрастают по ги-
перболическим кривым, что объяс-
няется влиянием расхода энергии на
холостой ход.агрегатов.
15-2. РАСХОД ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ
ОТДЕЛЬНЫХ ЦЕХОВ
Собственные нужды парогенера-
торного цеха. Собственные нужды па-
рогенератор ного цеха определяются
тремя основными составляющими: тя-
га и дутье, питательные насосы, топ-
ливоподача и топливоприготовление с
золо- и шлакоудалением.
Расход электроэнергии на тяго-
дутьевые механизмы зависит в основ-
ном от сопротивления газового и воз-
душного тракта, к. п. д. механизмов
и вида топлива.
Обычно относят расход электро-
энергии на собственные нужды на тягу
и дутье к 1 т выработанного пара. Этот
расход для различных условий работы
составляет от 7,2 до 28,8 Мдж/т (2 -е-
+ 8 кВт-ч/т).
С увеличением единичной мощно*
сти агрегатов и с ростом начальных
параметров пара в цикле роль пита-
тельных насосов в тепловой схеме
станции постоянно возрастает. Требо-
вания к работе питательных насосов,
особенно в связи с переходом на блоч-
ные схемы, также постоянно возра-
стают. Одновременно возросли мощ-
ности привода питательных насосов
до 12—18 МВт. В связи с переходом
на закритические параметры пара воз-
никла необходимость перехода на на-
сосы с высокой частотой вращения
(п = 4500 -г- 6000 об/мин) для созда-
ния приемлемых конструкций насо-
сов и необходимости регулирования
производительности методом измене-
ния частоты вращения. Все это выво-
дит питательные насосы в разряд важ-
нейших элементов тепловой схемы.
Основные данные по количеству и
мощности питательных насосов при-
ведены в табл. 15-3.
Из табл. 15-3 видно, что с повыше-
нием начальных параметров возра-
стает расход электроэнергии на соб-
ственные нужды на питательные насо-
сы. Особенно возрастает этот расход
на питательные насосы для турбоаг-
регатов с регулируемыми отборами
типов Т и ПТ, так как при той же
электрической мощности значительно
возрастает расход пара на турбину.
Так, на турбине ПТ-60-130/13 макси-
мальный расход пара DT = 370 т/ч,
а на турбине К-100-90 DT = 363 т/ч.
Аналогично турбина К-300-240 имеет
максимальный расход пара DT =
= 950 т/ч, а турбина Т-250-240 DT =
= 950 т/ч.
Снижение подачи питательных на-
сосов высокого и сверхвысокого дав-
255

Таблица 15-3
Типы питательных насосов и их основные параметры для энергоблоков различных мощностей
Наименование
Давление ост-
рого пара, МПа
Тип турбины
Тип рабочего
питательного на-
соса
Мощность ра-
бочего питательно-
го насоса, МВт
Доля расхода
мощности блока на
привод рабочих
питательных насо-
сов, %
Мощность агрегата или блока, МВт
100
9
к-юо
ПЭ-380-120
1.5
1,5
60
13
ПТ-60
ПЭ-320-180
2,3
3.8
100 | 300
13
Т-100
ПЭ-500-180
3,1
3,1
24
к-зоо
ПТ-1000-350
12
4,0
250
24
Т-250
ПТ-1000-350
12
4,8
500
24
К-500
2 ХПТ-1000-350
23
4,6
800
24
К-800
2ХПТ-1200-350
36
4,5
Примечание. ПЭ—питательный электронасос; ПТ—питательный турбонасос, следующие за
буквами числа—производительность, т/ч, и перепад давлений, создаваемый насосом, кгс/см2.
ления возможно только до 30—40%
номинальной, так как при дальнейшем
снижении нагрузки появляется шум,
вибрация и пульсация давления на
нагнетании. Поэтому для обеспечения
надежной работы питательного насоса
при сниженных нагрузках включают
линию рециркуляции (разгрузки) с
подачей части питательной воды с ли-
нии нагнетания насоса в деаэратор.
Например, у питательного насоса
ПЭ-500-180 при расходе 200 м3/ч и
ниже, т. е. 40% номинальной, прихо-
дится включать линию рециркуляции.
С учетом большого расхода на холо-
стой ход питательных насосов и его
возрастающего влияния при снижении
загрузки удельные расходы электро-
энергии на 1 м3 питательной воды ме-
няются на станциях в широких пре-
делах — от 7,2 до 80 МДж/м3 (от 2 до
22 кВт-ч/м3).
Расход электроэнергии на транс-
порт, дробление, пылеприготовление,
а также на золо- и шлакоудаление и
очистку уходящих газов относится
к расходу на собственные нужды паро-
генераторного цеха. Наибольшие рас-
ходы на эти виды потребителей соб-
ственных нужд получаются при сжи-
гании твердого топлива с большой
зольностью, типа экибастузских или
канско-ачинских углей, но и в этом
наиболее неблагоприятном случае рас-
ход энергии на собственные нужды
перечисленных категорий потребите-
лей составляет 15—25% общего рас-
хода на собственные нужды станции.
По сравнению с расходом электроэнер-
гии на питательные насосы эти потре-
бители расходуют энергии в 2—3,5 ра-
за меньше.
Удельный расход электроэнергии
на разгрузку, складирование и достав-
ку твердого топлива в бункера паро-
генераторного цеха с дроблением его
на тракте топливоподачи составляет
2,8—9,0 МДж на 1 т топлива (0,8—
2,5 кВт-ч/т) в зависимости от сорта
топлива.
Удельный расход электроэнергии
на пылеприготовление в зависимости
от сорта твердого топлива и вида мель-
ничных систем колеблется в пределах
от 21,6 до 114 МДж на 1 т сырого угля
(6—40 кВт-ч/т). Больший удель-
ный расход относится к размолу
антрацита в барабанно-шаровых мель-
ницах, а меньший — к размолу бу-
рых углей в шахтных мельницах.
Удельный расход электроэнергии
на золоудаление относится к 1 т пара,
полученного в парогенераторе, и из-
меняется от 1,0 до 4,3 МДж/т (0,3 до
1,2 кВт • ч/т) в зависимости от вида топ-
лива, системы золоудаления и мест-
ных условий (расстояние и рельеф
местности).
К парогенераторному цеху отно-
сят и расходы электроэнергии на на-
сосы химводоочистки, компрессоры,
подающие сжатый воздух на обдувку
парогенератора и электрофильтров,
на электрофильтры и освещение. Доля
этих расходов составляет 2—3% об-
щего расхода собственных нужд.
Собственные нужды машинного
зала. Основной статьей расхода элек-
троэнергии на собственные нужды
машинного зала является привод цир-
256

куляционных насосов, подающих ох-
лаждающую воду к конденсаторам
паровых турбин. Этот расход на стан-
циях низкого давления с конденса-
ционными агрегатами составляет до
35% общего расхода на собственные
нужды станции. Обычные пределы
изменения расхода электроэнергии на
циркуляционные насосы от 10 до 35%
общего расхода на собственные нужды
станции.
На выработку электроэнергии по
машинному залу относят также рас-
ход электроэнергии на привод кон-
денсатных насосов турбины, регене-
ративных подогревателей, дренажных
насосов, насосов химводоподачи и др.
Расход электроэнергии на привод
этих насосов обычно невелик и состав-
ляет 8—12% общего расхода на соб-
ственные нужды станции. К машин-
ному залу относят расходы электро-
энергии электрического цеха станции
на мотор-генератор аккумуляторных
батарей для аварийного освещения,
потери электроэнергии в понизитель-
ных трансформаторах собственных
нужд, на освещение помещений стан-
ции и прочие расходы электроцеха.
Обычно эти расходы электроцеха сос-
тавляют 5—7% общего расхода элек-
троэнергии на собственные нужды.
Собственные нужды теплофикаци-
онной установки. Удельный расход
электроэнергии на собственные нужды
на 1 ГДж/ч теплоты колеблется в ши-
роких пределах — от 1,2 до 7 кВт-ч.
Этот удельный расход зависит от вида
теплоносителя (пар или вода), от ра-
диуса действия сетей, достигающего
в настоящее время для водяных теп-
ловых сетей 25—30 км, от температур-
ного графика тепловой сети, от рас-
хода на подпитку тепловых сетей; от
вида сетей (открытые или закрытые),
от рельефа местности, от способа ре-
гулирования и режима работы тепло-
вых сетей и от других факторов.
Основными потребителями электро-
энергии на собственные нужды яв-
ляются сетевые насосы, обеспечиваю-
щие транспорт теплоносителя по трас-
се тепловой сети и развивающие напор
от 0,5 до 3,0 МПа при подаче от 500
до 3000 м3/ч.
К другим потребителям собствен-
ных нужд теплофикационной установ-
ки относятся конденсатные насосы
сетевых подогревателей, подпиточные
насосы тепловой сети, бустерные се-
тевые насосы, создающие необходи-
мый напор на всасывающей стороне
основных сетевых насосов, конден-
сатные насосы для перекачки возвра-
щаемого от промышленных потреби-
телей конденсата и другие виды на-
сосов, связанные с отпуском теплоты
внешним тепловым потребителям. На
конденсатные и бустерные насосы теп-
лофикационной установки расходует-
ся обычно 7—12% электроэнергии
общего расхода на собственные нужды
на отпуск теплоты.
15-3. ПОТРЕБЛЕНИЕ ТЕПЛОТЫ
НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Помимо электроэнергии тепловые
электростанции потребляют на соб-
ственные нужды часть теплоты. Ос-
новными потребителями теплоты на
станции являются:
1) паровой привод вспомогатель-
ного оборудования — привод пита-
тельного турбонасоса, привод паро-
вого турбомасляного насоса, паровой
привод поршневых мазутных насосов;
2) паровые эжекторы конденсато-
ров турбин; паровые эжекторы ваку-
умных деаэраторов основного конден-
сата или подпиточной воды тепловой
сети;
3) обдувка паром поверхностей на-
грева парогенератора и паровая дро-
беочистка поверхностей нагрева;
4) паровой разогрев мазута в цис-
тернах и мазутохранилище для слива
и транспорта мазута;
5) паровой подогрев воздуха в
калориферах;
6) отопление цехов и вспомога-
тельных помещений станции.
К тепловым собственным нуждам
относят на станции также потери теп-
лоты с продувочной водой парогене-
раторов. Для привода вспомогатель-
ного оборудования на электростанции
применяют паровые турбины с проти-
водавлением. Выхлопной пар привод-
ной турбины или используется в схеме
регенерации станции, или направляет-
ся в коллектор отборного пара на от-
пуск теплоты внешним тепловым пот-
ребителям. В этих случаях мощность
теплового потока на паровой привод
257

Равняется развиваемой мощности:
где £>прив — расход пара на привод-
ную турбину, определяемый по потреб-
ной мощности привода /VT# и,
h и к — энтальпии пара перед и за
приводной турбиной; г\м — механи-
ческий к. п. д. приводной турбины.
Если выхлопной пар приводной
турбины выбрасывается в атмосферу
как, например, в случае привода пус-
кового турбомасляного насоса тур-
бины, расход теплоты на привод оп-
ределяется по формуле
QnpHB = ^прив (*1 — 'х.о.в), (15-9)
гДе *х. о. в — энтальпия химически
очищенной воды, идущей на воспол-
нение потерь рабочей теплоты на
станции.
Большой расход теплоты на соб-
ственные нужды имеет мазутное хо-
зяйство, особенно при мазутных фор-
сунках с паровым распылом, в кото-
рых расходуется до 60—70% пара
(0,4—0,6 МПа) массы сжигаемого ма-
зута. В целом расход теплоты на соб-
ственные нужды паротурбинной элек-
тростанции составляет 1—2% теплоты
Qnr, вырабатываемой парогенерато-
рами; только в редких случаях при
применении парового привода пита-
тельных насосов этот расход теплоты
на собственные нужды достигает 3—
4% Qnr.
15-4. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЭЦ
С УЧЕТОМ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
Расходы электроэнергии и теплоты
на собственные нужды учитываются
при расчете к. п. д. нетто парогене-
раторной установки, турбоустановки
и станции.
Ниже приводится пример расчета
показателей ТЭЦ с турбинами
ПТ-60-130 и Р-50-130 по методике,
изложенной в § 1-5.
Обработка показаний счетчиков, диаг-
рамм регистраторов и записей в суточных
ведомостях показала за месяц:
/. Электроэнергия. Выработка: Звыр =
= 73,355 млн. кВт • ч. Отпуск: ЭОТп =
= 63,575 млн кВт-ч,
258
Собственные нужды: Эс'н — Эвьф —
— 30ТП = 9,78 млн. кВт • ч,
в том числе в машинном зале: Э% * =
М. 3
= 1,330 млн. кВт- ч;
в парогенератор ном отделении: ЭспГп =
= 6,230 млн. кВт-ч;
в теплофикационном отделении: 3£* JJ =
= 2,220 млн. кВт-ч.
2. Теплота и топливо. Расход топлива
за месяц составил на ТЭЦ: ВТЭ1* =51 377 т;
<2топл = * 495 000 ГДж. Отпуск теплоты пот-
ребителям: QOTn = 942 000 ГДж. Теплота на
производство электроэнергии в машинном
зале
Q3 = 406 500 ГДж.
Затраты теплоты на собственные нужды:
парогенераторов —8350 ГДж;
турбоустановок —1255 ГДж.
Потерн теплоты, связанные с его от-
пуском потребителю, Q"^=15 700 ГДж.
Потери теплового потока Qr. п= 18 200 ГДж.
Выработка теплоты парогенераторной
установкой
Q^=QoTn+Q3 + QonT0nT+QcnrH+QfM.H3 =
= 942 000 + 406 500 + 15 700 + 8350 + 1255 =
= 1 385 000 ГДж.
Коэффициент полезного действия тепло-
вого потока равен:
Приведенные данные позволяют рассчи-
тать технико-экономические показатели нетто
ТЭЦ.
Электроэнергия на собственные нужды
парогенераторного отделения (3„*га =
= 6,23 млн. кВт • ч) разделяется на выра-
ботку электроэнергии и на отпуск теплоты.
Часть, относящаяся к выработке электро-
энергии,
Следовательно, другая часть Э^гн, отно-
сящаяся к отпуску теплоты, будет Эсп'Гн(Т) =
= 6,23—1,844 = 4,386 млн. кВт • ч.
Общий расход электроэнергии на собст-
венные нужды, связанный с отпуском теплоты,
Э^н = ^гн(т) + ^т'Н = 4'386 + 2'220 =
= 6,606 млн. кВт • ч;
£c н = эс. и _ эс. н = 9>780 „ 6>б06 =
= 3,174 млн. кВт- ч.

Топливо, израсходованное на отпуск
электроэнергии,
Топливо, израсходованное на отпуск
теплоты,
Вт = Бтэц-Вэ = 51 377-14 350 = 37 027 т.
Удельные расходы топлива:
на отпущенный киловатт-час
на отпущенный гигаджоуль теплоты
Соответственно определяем:
коэффициент полезного действия ТЭЦ по
отпуску электроэнергии
коэффициент полезного действия ТЭЦ по
отпуску теплоты
Находим показатели цехов.
Турбинные установки:
Парогенераторные установки:
предварительно определяем:
15-5. ВЫБОР ТИПА ПРИВОДА
ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ МЕХАНИЗМОВ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Правильный выбор типа привода
для механизмов собственных нужд
имеет большое значение для надеж-
ности работы станции и для снижения
расхода энергии на собственные нуж-
ды станции.
Особенно возрастают требования
к выбору типа привода на современ-
ных электростанциях со сверхкрити-
ческими параметрами пара и при боль-
шой номинальной мощности основного
оборудования и большой мощности
привода механизмов собственных
нужд, достигающей 15—25 МВт у при-
вода питательных насосов. Вместе
с ростом мощности привода часто для
механизмов собственных нужд предъ-
являются специфические требования
к типу привода, как, например, не-
обходимость для современных пита-
тельных насосов сверхкритических па-
раметров пара повышенной частоты
вращения (п = 4500 -*- 6Q00 об/мин)
с целью получения приемлемых кон-
струкций питательного насоса при
сравнительно высоких к. п. д. насоса
и высоких напорах насоса, достигаю-
щих 3500—3600 м вод. ст.
Увеличение частоты вращения до
4500—6000 об/мин для центробежных
питательных насосов является един-
ственным решением, позволяющим со-
кратить число ступеней насоса и по-
лучить приемлемые диаметры рабочих
колес (300—400 мм) при к. п. д. насоса
на номинальном режиме около г)н =
= 0,75 ^ 0,85.
Применение электропривода для
питательных насосов такого типа по-
требовало бы устанавливать повышаю-
щий частоту вращения редуктор, что
при мощности привода 15—25 МВт
снижает надежность работы, увели-
чивает габариты и капитальные затра-
ты. В этих условия^ типовым реше-
нием для советских турбостроитель-
ных заводов явилось применение
турбопривода питательных насосов.
Существенным фактором в работе при-
вода механизмов собственных нужд в
связи с увеличением мощности яв-
ляется необходимость регулирования
их производительности наиболее эко-
номичным способом. Таким способом
259

регулирования для центробежных наг-
нетателей является регулирование из-
менением частоты вращения, который
успешно реализуется при наличии
турбопривода.
Среди других методов регулирова-
ния производительности механизмов
собственных нужд можно отметить
регулирование с помощью гидромуф-
ты, позволяющей изменять частоту
вращения механизма собственных
нужд при постоянной частоте враще-
ния привода путем изменения гидро-
механических сил сцепления в гидро-
муфте.
В гидромуфте имеются потери мощ-
ности, связанные с изменением гидро-
механических сил сцепления ротора
привода и ротора механизма собствен-
ных нужд, поэтому регулирование
с помощью гидромуфты всегда менее
эффективно, чем регулирование изме-
нением частоты вращения привода.
Потери в гидромуфте характеризуют-
ся к. п. д. гидромуфты т]гм = 0,95 -5-
-т- 0,96 при номинальной частоте вра-
щения. Однако при снижении частоты
вращения потери изменяются пропор-
ционально этому снижению:
где т)™ — к. п. д. гидромуфты при но-
вой пониженной частоте вращения;
т]?м — к. п. д. гидромуфты при номи-
нальной частоте вращения; пн и пг —
номинальная и новая частота враще-
ния.
При регулировании производи-
тельности центробежных нагнетате-
лей снижением частоты вращения из-
менение мощности нагнетателя про-
порционально частоте вращения в ку-
бе:
где Nx — мощность при новой сни-
женной частоте вращения; NH — мощ-
ность механизма и привода при но-
минальном режиме и при номиналь-
ной частоте вращения.
Регулирование производительно-
сти центробежных нагнетателей с по-
мощью напорной задвижки при посто-
янной частоте вращения также вызы-
вает снижение мощности, однако это
снижение мощности будет значительно
260
меньше, чем при регулировании про-
изводительности частотой вращения
привода или при применении гидро-
муфты. Наряду с гидррмуфтами на-
ходят применение магнитные муфты,
регулирование частоты вращения в
которых осуществляется изменением
магнитного поля. В последнее время
находят [применение тиристорные
преобразователи, позволяющие изме-
нять частоту вращения механизма из-
менением частоты в сети приводного
электродвигателя. Эти устройства на-
дежнее и проще в эксплуатации, чем
гидромуфты и магнитные муфты, и,
по-видимому, найдут в будущем более
широкое применение для регулиро-
вания механизмов собственных нужд.
На рис. 15-6 приведены кривые
изменения мощности при различных
методах регулирования.
В целом задача выбора типа при-
вода вспомогательных механизмов соб-
ственных нужд должна решаться с уче-
том конструкции самого механизма,
надежности работы путем сравнения
различных вариантов привода по при-
веденным затратам для каждого ва-
рианта.
При подаче для приводной турбины
острого пара от главной турбины мож-
но провести сравнение экономичности
использования потока пара в цепи
привода и в главной турбине с после-
дующим направлением выработанной
мощности на электропривод питатель-
ного насоса. Принципиальная схема
этих вариантов привода представлена
на рис. 15-7.
Как показано на рис. 15-7, поток
пара, забираемый на приводную тур-
бину, после срабатывания в ней до
давления рцр поступает в регенера-
тивный подогреватель. Необходимый
расход пара на приводную турбину
без учета потерь в паропроводах перед
ней равен:
или
где£>пр — расход острого пара на при-
водную турбину; Nnp — потребная
мощность для привода механизма соб-
ственных нужд, кВт; i0 — энтальпия
острого пара перед главной и перед

приводной турбиной, кДж/кг; inp —
энтальпия пара за приводной турби-
ной при адиабатном расширении в ней
без потерь, кДж/кг; т)^- — внутрен-
ний относительный к. п. д. приводной
турбины; т]м — механический к. п. д.
приводной турбины.
Во втором варианте для случая
применения электропривода питатель-
ного насоса острый пар в количестве
Dnp можно пропустить через проточ-
ную часть главной турбины до давле-
ния в регенеративном отборе /?отб,
равного противодавлению приводной
турбины /?пр, т. е. при условии рот6 =
= Рпр-
Следовательно, энтальпия пара в
регенеративном отборе главной тур-
бины при адиабатном расширении без
потерь до того же давления /?отб = рпр
будет равна i0j6 = inp. Однако рас-
ширение пара в главной турбине про-
ходит с другими потерями и характе-
ризуется относительным внутренним
к. п. д. этого отсека главной турбины
т]™-, а также имеет электромеханиче-
ские потери в главной турбине и в ге-
нераторе.
Следует также учесть потери в
понижающем трансформаторе для сни-
жения напряжения генератора до на-
пряжения приводного электродвига-
теля т]тр и потери в самом электродви-
гателе, характеризуемые к. п. д. элек-
тродвигателя Т]эд.
Таким образом, путь использова-
ния острого пара в отсеке главной
турбины с последующей подачей
электроэнергии на привод электродви-
гателя позволяет получить мощность:
#• = £>пР ('о - inp) ЛоХмЧтрЛэд- (15-13)
Если полученная в этом варианте
электрическая мощность Ыэ больше,
чем потребная мощность электропри-
вода Nup, то избыточная мощность
может быть передана в сеть энерго-
системы. Таким образом, если N3 >
> Nnp, то вариант электропривода
в энергетическом отношении имеет
преимущество. Наоборот, если ока-
жется, что N9 < Nn?, то вариант
электропривода энергетически менее
выгоден, чем вариант турбопривода.
Так как величины Dnp и (i0 — inp) оди-
наковы в обоих вариантах, то мощно-
Рис. 15-6. Характеристики питательного на-
соса и изменение потребляемой мощности
при трех способах регулирования произво-
дительности.
/ — кривая изменения частоты вращения турбо-
привода в зависимости от номинального; 2 — Н,
Q-характеристика питательного насоса при номи-
нальной частоте вращения; 3 — характеристика
питательной сети; 4 — кривая изменения мощ-
ности при регулировании производительности на-
порной задвижки; 5 — кривая изменения мощно-
сти при регулировании производительности часто-
той вращения привода; 6 — кривая изменения
мощности при регулировании производительности
гидромуфтой.
Рис. 15-7. Схема турбо- и электропривода пи-
тательного насоса.
/ — парогенератор; 2 — главная турбина; 3 —
генератор; 4 — трансформатор; 5 — электропри-
вод; 6 — питательный насос; 7 — приводная тур-
бина.
сти зависят от соотношений к. п. д.
Чтобы N9 было больше Nn?t нужно
иметь: т)™т]9. мЛтРЛэд > Л^Лм-
Так как величины т]эм, т]тр, т]эд при
современном развитии техники маши-
261

ностроения и электрических машин
имеют весьма высокое значение на
уровне 0,97—0,99, а т]м приводной
турбины при мощности привода, из-
меряемой тысячами киловатт состав-
ляет около 0,98, то решающее значе-
ние при сравнении имеют к. п. д.
"По? и т)™. С учетом влияния других
к. п. д. соотношение этих основных
факторов при равенстве мощности
этих вариантов должно составлять
примерно
^ = (0,92-0,95)^, (15-15)
Величина т|™. при расчетном режи-
ме работы составляет 0,9—0,92, поэто-
му к. п. д. приводной турбины должен
иметь значение rjjj? = 0,827 -*- 0,875.
Такое значение tj^p. достигнет при
мощностях приводной турбины боль-
ше 10 МВт и при хорошей отработке
газодинамики проточной части при-
водной турбины. При мощности при-
водной турбины около 1—5 МВт обыч-
но трудно получить значения г\*ъ боль-
ше 0,75—0,8, поэтому в этих условиях
энергетически турбопровод уступает
по экономичности электроприводу,
хотя учет других и, в частности, кон-
структивных факторов может и в этом
случае оправдать применение турбо-
провода для механизмов собственных
нужд.
15-6. ОСНОВНЫЕ ПУТИ СНИЖЕНИЯ
РАСХОДА НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ
Расход электроэнергии на собст-
венные нужды сильно зависит от со-
ответствия характеристик вспомога-
тельного оборудования характеристи-
кам, требуемым для поддержания нор-
мального режима работы основных
агрегатов при различных нагрузках,
а также от к. п. д. этого оборудования.
Между тем характеристики меха-
низмов, вращающихся с постоянной
скоростью (вентиляторы, насосы), ни-
когда не совпадают с требуемыми во
всем диапазоне нагрузок. Это объяс-
няется тем, что турбомеханизмы раз-
вивают максимальное давление почти
всегда при максимальной или средней
подаче, а с ростом нагрузки развивае-
мое давление снижается. Между тем
падение давления в трубопроводах воз-
растает примерно пропорционально
квадрату скорости перемещаемой сре-
ды, и для покрытия его требуется
максимальное давление при большой
нагрузке.
В качестве примера на рис. 15-8
приведены характеристики дымососа
и газоходов парогенератора. На рис.
15-9 приводятся характеристики
питательного насоса и питательной
системы парогенератора. Каждая ор-
дината характеристики питательной
системы является суммой двух сла-
гаемых:
1) постоянной, не зависящей от
расхода питательной воды, примерно
равной разности статических давлений
в парогенераторе и деаэраторе;
2) переменной, пропорциональной
квадрату расхода питательной воды и
равной потере давления в питательном
трубопроводе.
Оба примера относятся к приводу,
работающему с постоянной частотой
вращения. Отрезки ординат в Я, Q-
координатах (рис. 15-8 и 15-9) между
характеристикой нагнетателя и харак-
теристикой системы (на заштрихован-
ной части диаграммы) представляют
собой избыточное давление, которое
теряется при дросселировании, хотя
на получение его затрачена значитель-
ная мощность. Очевидно, чем меньше
нагрузка агрегата, тем больше по-
теря давления в дросселе.
Потерю давления можно умень-
шить, если регулировать работу меха-
низмов собственных нужд (питатель-
ные насосы, дымососы и др.) не путем
увеличения сопротивления сети с по-
мощью дросселя, а путем снижения
давления, создаваемого механизмом.
Последнего можно достигнуть не-
сколькими методами.
Снижение напора насосов при по-
стоянной частоте вращения. В экс-
плуатации встречаются случаи, когда
насос имеет большой избыток напора
при расчетной его подаче. Такой насос
даже при полной подаче работает с
прикрытой выходной задвижкой, дрос-
селирующей излишний напор.
Для экономии электроэнергии в
подобном случае искусственно изме-
няют Я, Q-характеристику насоса
путем уменьшения диаметра рабочих
колес обрезкой лопаток (не затраги-
вая дисков) на токарном станке. На
рис. 15-10 приведены характеристики
262

Сетевого насоса с подачей 1000 м3/ч
до и после обрезки лопаток. Обрезка
лопаток снизила напор до требуемого
значения, что дало возможность при
той же подаче (1000 м3/ч) снизить за-
трачиваемую мощность с 640 до
490 кВт.
При многоколесных насосах иногда
проще снизить избыточный напор сня-
тием последнего (по ходу воды) ра-
бочего колеса.
Описанные способы понижения на-
пора насосов приемлемы в случае,
когда понижение требуется на долгий
период во всем диапазоне нагрузок.
Регулирование давления изменением
частоты вращения. Мероприятием,
позволяющим избежать перерасхода
мощности из-за избыточного напора,
развиваемого насосом (вентилятором),
и иметь при любой нагрузке распола-
гаемый напор, равный необходимому,
является применение привода с пе-
ременной частотой вращения. Изме-
няя частоту вращения турбомашины,
можно получить для каждой частоты
Н9 Q-характеристику, сохраняющую
характерные черты прежней, но лежа-
щую ниже или выше исходной
(рис. 15-11).
Пересечения характеристик при
разных числах оборотов с характери-
стикой сети (точки alf a2, а3, ад оп-
ределяют режимы работы машины при
разных частотах вращения п. Расход
энергии уменьшается за счет сниже-
ния напора, развиваемого насосом
(вентилятором), в точке а2 на Д/?2>
в точке а3 — на Др3 и т. д. В большин-
стве случаев наиболее экономичное
изменение частоты вращения электро-
привода достигается при помощи гидро-
муфт.
Недостатком гидромуфты, кроме
довольно высокой стоимости, является
заметная потеря энергии. Так, при
полной нагрузке гидромуфта дает
скольжение около 3% и постоянные
потери мощности 1—2%; наилучший
к. п. д. гидромуфты обычно не выше
95—96%.
При уменьшении частоты вращения
приводимой машины к. п. д. гидро-
муфты также снижается примерно
пропорционально изменению частоты.
Применение гидромуфты обычно
оправдывается в мощных высокообо-
ротных установках, которые работают
Рис. 15-8. Диаграмма работы двух дымосо-
сов с подачей по 145 000 м3/ч каждый.
/ — Н, Q-характеристика двух параллельно ра-
ботающих дымососов; 2 — гидравлическая харак-
теристика газоходов и электрофильтров; 3 — гид-
равлическая характеристика газоходов электро-
фильтров и дросселя.
Рис. 15-9. Диаграмма работы питательного
насоса на 500 м3/ч.
/ — Q, //-характеристика насоса; 2 — характе-
ристика питательной схемы; ^-характеристика
питательной системы и дросселя.
Рис. 15-10. Характеристики однотипных на-
сосов.
tfi и Ni — напор и потребляемая мощность за-
водского насоса; Нг и Nt — набор и потребляемая
мощность насоса с обрезанными лопатками.
263

Рис. 15-11. График регулирования центро-
бежной машины изменением частоты враще-
ния.
/ — характеристика машины; 2 — характеристи-
ка сети.
Рис. 15-13. Мощность, потребляемая венти-
лятором.
/ — при регулировании шибером; 2 — при регу-
лировании направляющим аппаратом.
длительное время с пониженной на-
грузкой. Расчеты показывают, что
электропривод с гидромуфтой для
питательного насоса выгоден только
в том случае, если коэффициент ис-
264
пользования установленной мощное™
агрегата ниже 85%. В противном ел У"
чае выгоднее применить электропри-
вод с постоянной частотой вращения,
так как экономия электроэнергии не
покрывает дополнительных началь-
ных затрат, связанных с установкой
гидромуфты.
Двухскоростные короткозамкну-
тые электродвигатели позволяют иметь
две рабочие точки без избыточного
давления; при остальных нагрузках
регулирование производится дроссе-
лированием с потерей энергии
(рис. 15-12). Из рисунка видно, что
при этом избыточное давление (за-
штриховано) меньше, чем при одно-
скоростном двигателе (см. рис. 15-8
и 15-9).
Регулирование вентиляторов на-
правляющими аппаратами. Для сни-
жения напора, развиваемого дымо-
сосами и вентиляторами, при постоян-
ной частоте вращения часто применя-
ют поворотные направляющие лопат-
ки, позволяющие плавно снижать рас-
полагаемый напор до нужного зна-
чения. Примерная экономия электро-
энергии, получаемая благодаря регу-
лированию подачи вентилятора на-
правляющим аппаратом по сравнению
с регулированием дросселированием,
показана на рис. 15-13.
В целях экономии электроэнергии
там, где это допустимо, прибегают
к остановке одного из параллельно
работающих агрегатов (насос, дымо-
сос и пр.) на время снижения нагрузки
парогенератора или турбины.
С этой же целью применяют перио-
дическую работу углеподачи, где пе-
риоды работы механизмов с макси-
мальной производительностью чере-
дуются с полной остановкой, длитель-
ность которой зависит от вместимости
бункеров сырого угля.
Для каждого парогенератора и
турбины должны быть разработаны
режимные карты, устанавливающие
для любой нагрузки оптимальный ре-
жим работы основного и вспомога-
тельного оборудования.
При уменьшении нагрузки тур-
бины давление в конденсаторе сни-
жается, если количество циркуляци-
онной воды остается без изменения.
При этом повышается относительная
затрата электроэнергии на циркуля-

ционные насосы. Кроме того, углуб-
ление вакуума полезно только до
определенного для каждой машины
предела.
На электростанции должны иметь-
ся характеристики всех механизмов
собственных нужд. Это дает возмож-
ность при наличии нескольких насо-
сов одинакового назначения (пита-
тельные, циркуляционные, сетевые)
с разными характеристиками держать
под нагрузкой те, которые выполнят
задачу с наименьшим расходом элек-
троэнергии.
ГЛАВА ШЕСТНАДЦАТАЯ
АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ.
ПРЯМОЕ ПРЕОБРАЗОВАНИЕ ЭНЕРГИИ.
ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
16-1. АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Классификация атомных электро-
станций и состав их оборудования.
По назначению атомные электростан-
ции, так же как и обычные, подразде-
ляются на атомные КЭС (АКЭС) и
атомные ТЭЦ (АТЭЦ). Последние хотя
и находятся в стадии проектирования,
являются весьма перспективными.
Принято классифицировать АЭС
в зависимости от способа использова-
ния теплоносителя, нагреваемого в
атомном реакторе, на: одноконтурные,
двухконтуриые и трехконтурные.
Принципиальные схемы этих АЭС
показаны на рис. 16-1.
В одноконтурных АЭС (рис. 16-1, а)
теплоноситель, циркулирующий в
атомном реакторе, используется в ка-
честве рабочего тела в паротурбинном
или газотурбинном цикле АЭС. В двух-
контурных АЭС (рис. 16-1, б) контуры
первичного теплоносителя и рабочего
тела разделены. Теплоноситель, цир-
кулирующий в I контуре, является
источником теплоты для II контура,
в парогенераторе которого образуется
пар, используемый в паротурбинной
установке. В качестве первичного теп-
лоносителя в двухконтурной АЭС мо-
гут быть использованы вода, парово-
дяная смесь, а также органические
жидкости или газы, например С02.
В трехконтурных АЭС (рис. 16-1, б)
имеется дополнительный промежу-
точный контур. На таких АЭС тепло-
носитель I контура, например жидкий
натрий, передает теплоту теплоноси-
телю промежуточного контура — так-
же жидкому натрию, являющемуся
теплоносителем III контура. В паро-
генераторе или теплообменнике III
контура осуществляется передача теп-
10 Баженов М, И. и др.
лоты от теплоносителя промежуточ-
ного контура к рабочему телу паро-
силовой или газотурбинной установ-
ки.
В одноконтурных АЭС все обору-
дование работает в радиационно-ак-
тивных условиях, что осложняет его
эксплуатацию. Преимуществом таких
АЭС являются их относительная про-
стота и меньшая стоимость обору-
дования, а также отсутствие до-
полнительных потерь, связанных
с получением рабочего тела в двух- и
трехконтурных АЭС. В двухконтур-
ных АЭС рабочее тело паротурбинной
или газотурбинной установки не яв-
ляется радиационно-активным, что
упрощает эксплуатацию электростан-
ции. В двухконтурной паротурбин-
ной АЭС обязательным элементом яв-
ляется парогенератор, в котором для
передачи теплоты от теплоносителя к
рабочему телу необходим температур-
ный напор. Поэтому для водного теп-
лоносителя в реакторе требуется под-
держание в I контуре давления более
высокого, чем давление пара, подавае-
мого к турбине. Стремление избежать
в I контуре вскипания теплоносителя
в реакторе приводит к необходимости
поддержания давления теплоносителя
в I контуре значительно большего, чем
давление пара во II контуре. При этом
тепловая экономичность двухконтур-
ной АЭС меньше, чем одноконтурной,
при том же давлении в реакторе.
При использовании в двухконтур-
ной АЭС в качестве теплоносителя ор-
ганической жидкости или С02 с тем-
пературой, большей температуры на-
сыщения пара, давление в I контуре
может быть ниже, чем во II контуре.
В трехконтурных АЭС с реактора-
ми на быстрых нейтронах для интен-
265

Рис. 16-1. Принципиальные схемы одно-,
двух- и трехконтурных АЭС.
а — одноконтурная; б — двухконтурная; в —
трехконтурная; / — реактор; 2 — турбина; 3 —
парогенератор; 4 — конденсатор; 5 — деаэратор;
6 — сепаратор; 7 — паросборник; 8 — компенса-
тор объема; 9 — конденсатный насос; 10 — цир-
куляционный насос; // — питательный насос;
12 — промежуточный теплообменник.
сификации теплообмена в реакторе
применяются жидкометалл ические теп-
лоносители, например натрий. В це-
лях исключения контакта через воз-
можные неплотности такого высоко-
радиоактивного теплоносителя с ра-
бочим телом силовой установки вво-
дится промежуточный контур, в кото-
ром циркулирует необлученный жид-
кометаллический теплоноситель —
тоже натрий, передающий теплоту ра-
бочему телу (воде, пару, газу), цир-
266
кулирующему в III контуре. Наличие
промежуточного и III контура сни-
жает тепловую экономичность АЭС,
усложняет ее и соответственно увели-
чивает стоимость.
Кроме приведенной классифика-
ции, АЭС классифицируют в зависи-
мости от типа и конструктивных осо-
бенностей реакторов, параметров и
вида теплоносителя, параметров пара,
типа паровых турбин. Состав обору-
дования двухконтурной АЭС с паро-
турбинными установками и связи
между отдельными ее элементами по-
казаны на рис. 16-2.
Источником теплоты является ре-
актор. Передача теплоты от теплоно-
сителя к рабочему телу паросилового
цикла производится в парогенераторе,
в котором вырабатывается пар, на-
правляемый в паротурбинную уста-
новку.
В двухконтурной схеме с водным
теплоносителем пар поступает в тур-
бину насыщенным или с малым пере-
гревом и, расширяясь в турбине, ув-
лажняется. При достижении предель-
но допустимой влажности пар выво-
дится из турбины и поступает в сепа-
ратор, где из него отделяется вода,
далее в промежуточный пароперегре-
ватель и затем поступает в цилиндр
низкого давления турбины и далее в
конденсатор. Часть пара из отбора
турбины подается в регенеративные
подогреватели питательной воды. Кон-
денсат подается насосами через по-
догреватели низкого давления в де-
аэратор и из него питательными на-
сосами через подогреватели высокого
давления в парогенератор. Потери
конденсата восполняются очищенной
водой. При наличии потребителей теп-
лоты часть пара из промежуточного
отбора турбины подается в подогре-
ватели сетевой воды, из которых кон-
денсат греющего пара поступает в
деаэратор.
В двухконтурной АЭС с газовым
или жидкометаллическим теплоноси-
телем парогенерирующая установка
второго контура выдает обычно пере-
гретый пар, что позволяет исключить
из системы турбины сепаратор.
Таким образом, основное оборудо-
вание АЭС включает: реактор, паро-
генератор, турбоустановку с системой
регенеративных подогревателей пи-

тательной воды и питательную уста-
новку.
Тепловые схемы АЭС. Тепловая
схема АЭС в основном определяется:
ее типом, конструкцией реактора, ха-
рактеристиками теплоносителя и ра-
бочего тела, а также циклом преобра-
зования теплоты в электрическую
энергию и конструкцией применяе-
мого для этого оборудования.
В настоящее время в СССР преиму-
щественно применяются АЭС с кор-
пусными реакторами на тепловых ней-
тронах, охлаждаемыми водой под дав-
лением (ВВЭР), и с канальными реак-
торами, охлаждаемыми «кипящей» во-
дой (РБМК).
Мощность типового реактора таких
конструкций до 1 млн. кВт. Ведутся
работы по созданию реактора мощно-
стью 1,5—2 млн. кВт.
Ожидается, что на АЭС получат
широкое применение реакторы на
быстрых нейтронах, в которых мож-
но использовать в качестве ядерного
топлива природный уран, содержащий
99,28% (У238, 0,71% О23* и 0,006% £/233,
а также уран, оставшийся в отходах
обогатительных фабрик.
Реакторы на быстрых нейтронах
значительной мощности длительное
время работают в эксплуатации. На
одной из отечественных АЭС установ-
лен самый крупный в мире реактор
на быстрых нейтронах электрической
мощностью 600 МВт.
При реакторах ВВЭР АЭС выпол-
няются двухконтурными, а при реак-
торах РБМК — одноконтурными.
Преобразование теплоты в элек-
трическую энергию на таких АЭС
осуществляется в паротурбинных уста-
новках в качестве рабочего тела,
для которых используется насыщен-
ный или перегретый пар.
Начальные параметры пара оп-
ределяются, исходя из типа и кон-
струкции реактора, надежности ра-
боты оборудования и требований обес-
печения максимально возможного
к. п. д. паротурбинной установки и
станции в целом. При этом учитывает-
ся технически допустимая температура
теплоносителя на выходе из реактора,
а также его влияние на коэффициент
воспроизводства и выгорание горюче-
го. Начальное давление для турбин,
работающих на насыщенном паре,
10*
Рис. 16-2. Схема связи оборудования двух-
контурной АЭС.
/ — реактор; 2 — парогенератор; 3 — турбина;
4 — сепаратор пара; 5 — конденсатор; 6 — кон-
денсаторный насос; 7 — подогреватель низкого
давления; 8 — деаэратор; 9 — питательный на-
сос; 10 — подогреватель высокого давления; // —
подогреватель сетевой воды; 12 — циркуляцион-
ный насос; 13 — компенсатор объема; 14 — сете-
вой насос; 15 — анионитовая установка.
определяется также допустимой влаж-
ностью в конце расширения пара в
турбине по условиям эрозии лопаток.
В конечном итоге начальные па-
раметры пара выбираются исходя из
минимума расчетных затрат на АЭС
при условии обеспечения надежной
ее эксплуатации.
Конечные параметры пара выби-
раются так же, как и на электростан-
циях, работающих на органическом
топливе, на основе технико-экономи-
ческих расчетов.
На рис. 16-3, а показана тепловая
схема двухконтурной конденсацион-
ной АЭС с водо-водяным реактором
ВВЭР-440 электрической мощностью
2 X 220 МВт (третий и четвертый бло-
ки Нововоронежской АЭС).
Теплоносителем, охлаждающим ре-
актор, является вода под давлением
12,3 МПа. Для поддержания постоян-
ного давления теплоносителя в I кон-
туре имеется паровой компенсатор
объема. Циркуляция теплоносителя
в I контуре в количестве 39 000 м3/ч
осуществляется главным циркуляци-
онным насосом (ГЦН). Из реактора
производится непрерывная продувка
циркулирующей в нем воды. Проду-
вочная вода очищается в ионообменной
химводоочистке и возвращается в цикл
станции. Выделившаяся в реакторе
теплота передается теплоносителем в
горизонтальный парогенератор, где
267

Рис. 16-3. Тепловая схема двухконтурной АЭС с водо-водяным реактором.
а — конденсационная АЭС; б — АТЭЦ; / — реактор; 2 — парогенератор; 3 — циркуляционный
насос; 4 — задвижка; 5 — компенсатор объема; 6,7 — охладитель продувочной воды; 8 — ионо-
обменная установка; 9 — турбина; 10 — сепаратор; // — промежуточный пароперегреватель; 12 —
конденсатор; 13 — конденсатный насос; 14 — подогреватели низкого давления; 15 — деаэратор;
16 — питательный насос; 17 — подогреватели высокого давления; 18 — вода из химводоочистки; 19 —
продувка парогенератора; 20 — возврат очищенной продувочной воды; 21 — подогреватели сетевой
воды I ступени; 22 — подогреватели сетевой воды II ступени; 23 — сетевые насосы после подогрева-
телей; 24 — сетевые насосы обратной воды.
из питательной воды II контура про-
изводится насыщенный пар.
Паропроизводительность пароге-
нератора 3 X 452 т/ч; температура
теплоносителя на входе в парогене-
ратор при давлении 9 МПа 301° С и
на выходе 268° С. Температура пита-
тельной воды II контура 226° С. Дав-
268
ление насыщенного пара на выходе из
парогенератора 4,61 МПа. Из паро-
генератора пар направляется в тур-
бины мощностью 2 X 220 МВт. Тур-
бина имеет двухпотоиный цилиндр
низкого давления и два конденсатора
(по одному на каждый выхлоп). Между
цилиндрами высокого и низкого дав-

ления турбины установлены сепара-
тор пара и промежуточный паропаро-
вой перегреватель с целью уменьше-
ния влажности пара в последних
ступенях турбины.
Промежуточный перегрев пара осу-
ществляется при давлении 0,26 МПа
до температуры [240° С. Конденсат
греющего пара из промежуточного
пароперегревателя подается в послед-
ний по ходу воды регенеративный
подогреватель питательной воды.
Из конденсаторов турбины кон-
денсат насосами подается через регене-
ративные подогреватели низкого дав-
ления в деаэратор. Из деаэратора кон-
денсат питательным насосом подается
через подогреватели высокого давле-
ния в парогенератор. Удельный расход
теплоты на выработку электроэнергии
составляет примерно 11000
кДж/(кВт-ч).
Особенностями данной тепловой
схемы АЭС являются применение в
качестве рабочего тела в паросиловом
цикле насыщенного пара относительно
низкого давления, что определяет вы-
сокий удельный расход теплоты на
выработку электроэнергии; промежу-
точная сепарация пара и его перегрев,
что обеспечивает уменьшение влажно-
сти пара в ступенях низкого давления
до допустимого предела (примерно
до 12%); полностью замкнутая цирку-
ляция теплоносителя в I радиационно-
активном контуре.
На рис. 16-3, б показана схема
двухконтурной АТЭЦ с реакторами
ВВЭР; АТЭЦ должны размещаться
вблизи или на границе крупных на-
селенных пунктов и поэтому к реак-
торным установкам предъявляются по-
вышенные требования в отношении
безопасности их работы.
При компоновке оборудования при-
нимаются меры к снижению про-
тяженности реактивных контуров и
усилению контроля за их состоянием.
С учетом возможности радиоактивного
загрязнения II контура из-за неплот-
ности трубчатой системы парогенера-
торов пар из отбора турбин направ-
ляется в поверхностные теплообмен-
ники, в которых и нагревается сетевая
вода. Для большей гарантии от воз-
можности радиоактивного загрязне-
ния сетевой воды давление в тепловой
сети принимается большим, чем в про-
межуточном контуре. Технико-эко-
номические показатели АТЭЦ улуч-
шаются с увеличением ее мощности
и тепловой нагрузки. АТЭЦ оказы-
вается эффективнее, чем ТЭЦ на хими-
ческом топливе, если ее топливная
нагрузка более 4000 ГДж/ч. При этом
тепловая мощность двух реакторов
должна быть 1000 МВт.
Надежность теплоснабжения по-
требителей от АТЭЦ обеспечивается
путем установки резервных блоков
или теплогенераторов на твердом
органическом топливе.
На рис. 16-4 показана тепловая
схема одноконтурной АЭС с реакто-
ром РБМК мощностью 1000 МВт,
охлаждаемым «кипящей» водой (Ле-
нинградская АЭС).
Теплоносителем является парово-
дяная смесь, образующаяся в испа-
рительных каналах реактора при на-
греве в них циркулирующей воды.
Пароводяная смесь поступает из ре-
актора в барабан-сепаратор, где про-
исходит разделение пара и воды. Дав-
ление пара в барабане 6,85 МПа, тем-
пература 284° С. Циркуляция в ис-
парительной системе принудительная
и осуществляется с помощью цирку-
ляционных насосов общей производи-
тельностью 56 000 т/ч, создающих
напор 1,96 МПа.
В испарительную систему включе-
на ионообменная установка, обеспе-
чивающая восполнение потерь рабо-
чего тела обессоленной водой (в раз-
мере до 4% паропроизводительности
реактора). Насыщенный пар из бара-
бана поступает в два турбоагрегата
мощностью по 500 МВт каждый, рас-
ход пара на турбину составляет
5800 т/ч. Турбина одновальная, двух-
поточная, имеющая на один цилиндр
высокого давления четыре цилиндра
низкого давления. Между цилиндрами
высокого и низкого давления турбины
включены сепараторы пара и после
них осуществляется промежуточный
перегрев пара в паропаровом паро-
перегревателе. Конденсат из конден-
сатора турбины подается, насосами
в ионообменную установку и после
очистки его перекачивается конден-
сатными насосами второй ступени в
регенеративные подогреватели низ-
кого давления и далее в деаэратор.
Из деаэратора вода питательными на-
269

Рис. 16-4. Тепловая схема одноконтурной АЭС с реактором, охлаждаемым кипящей водой.
/ — реактор; 2 — барабан-сепаратор; 3 — турбина; 4 — сепаратор; 5 — промежуточный паропере-
греватель; 6 — конденсатор; 7 — конденсатный насос; 8 — ионообменная установка для очистки
конденсата; 9 — ионообменная установка для очистки продувочной воды; 10 — циркуляционный
насос; // — охладитель дренажа сепаратора; 12 — деаэратор; 13 — конденсатный насос второй
степени; 14 — подогреватель конденсата паром от эжекторов; 15 — подогреватели низкого давле-
ния; 16 — питательный насос.
сосами подается в барабан-сепара-
тор.
Удельный расход теплоты на выра-
ботку электроэнергии составляет
11 300 кДж /(кВт-ч) и к. п. д. ч\ брут-
то = 32,2%. Повышение тепловой
экономичности одноконтурной АЭС по
сравнению с двухконтурной АЭС оп-
ределяется повышением начальных
параметров пара в паросиловом цик-
ле. В данной одноконтурной АЭС па-
рообразование осуществляется непо-
средственно в реакторе и исключается
необходимость применения специаль-
ного парогенератора, что упрощает и
удешевляет оборудование АЭС. При
этом давление теплоносителя «кипя-
щей» воды мало отличается от давле-
ния пара перед турбиной.
Однако при одноконтурной схеме
увеличивается число агрегатов, тре-
бующих биологической защиты, что
удорожает АЭС, а также требуется
совершенная химическая очистка все-
го конденсата турбин от примесей и
радиоактивных загрязнений.
Имеются одноконтурные АЭС с ре-
акторами, в каналах которых осущест-
вляется образование пара высокого
давления (9,81 МПа) и его перегрев
270
до 520° С (Белоярская АЭС). При та-
ких начальных параметрах пара
удельный расход теплоты на вы-
работку электроэнергии составляет
9450 кДжУ(кВт-ч).
Атомные ТЭЦ выполняются только
двухконтурными по условиям обеспе-
чения отпуска потребителям пара и
горячей воды без каких-либо радиа-
ционно-активных примесей. Защита
от попадания радиоактивных соеди-
нений в тепловую сеть наиболее на-
дежно может быть обеспечена при
двухконтурных АЭС с газовым тепло-
носителем, давление которого может
быть ниже давления пара на входе
в турбину, что практически исключает
его радиоактивное загрязнение. При
таких АТЭЦ возможен отпуск пара
потребителям непосредственно из от-
боров турбин. Для надежного обеспе-
чения потребителей теплотой и паром
от АТЭЦ в ее тепловой схеме необ-
ходимо предусматривать резервное обо-
рудование либо дополнительные паро-
генераторы или теплогенераторы, ра-
ботающие на органическом топливе,
которые должны обеспечить потреби-
телей теплотой в периоды ремонта
атомного контура станции.

Баланс теплоносителя. В цикле
АЭС, несмотря на тщательное уплот-
нение контуров, имеются потери теп-
лоносителя, которые должны быть
либо восполнены, либо уловлены и
возвращены в контуры циркулирую-
щих сред. Кроме того, должна быть
обеспечена допустимая концентрация
примесей в этих средах, определяемая
технологическими требованиями. В
двухконтурной АЭС потери (утеч-
ки) воды I контура недопустимы
вследствие ее значительной радиаци-
онной активности (до 10"4 Ки/кг).
Наряду с этим в воде I контура в про-
цессе работы появляются продукты
коррозии, которые удаляются про-
дувкой. При очистке продувочной
воды в ионообменных фильтрах и
полном возврате ее в I контур прак-
тически можно считать, что система
I контура не требует подпитки доба-
вочной воды.
Расход воды на продувку влияет
на к. п. д. реактора и всей станции
и должен быть минимальным. Во II
контуре АЭС, несмотря на замкнутый
цикл, тоже имеются некоторые потери
пара и конденсата и необходимо их
восполнить добавочной водой.
Применительно к АЭС потери, свя-
занные с утечкой пара и конденсата,
обычно составляют 0,5—1% расхода
пара на турбоустановку. Потери пара
и конденсата в сетевых подогревате-
лях составляют не более 0,5%.
Наиболее значительны потери с
продувкой из парогенератора, кото-
рые с учетом использования части
продувочной воды в виде пара, полу-
чаемого в расширителе продувки, со-
ставляют менее 0,5%.
Материальный баланс рабочего те-
ла в системе II контура определяется
выражением
Сд.в = Спр + £>ут + Д,п> (16-1)
где йдв — расход добавочной воды;
Gnp — потери рабочего тела с продув-
кой с учетом частичного использова-
ния продувочной воды в цикле стан-
ции; DyT — потери с утечкой пара и
конденсата; DB п — потери у внешних
потребителей в случае отпуска части
пара II контура потребителям.
Солевой баланс в системе рабочего
тела II контура определяется из вы-
ражения
где 5пр, Sa. в, 5охл — концентрации
примесей в продувочной, добавочной
и охлаждающей воде конденсатора,
мг/кг; <7прис — присос охлаждающей
воды к конденсату, %.
При обессоливании добавочной во-
ды в анионитовой установке поступ-
ление солей в парогенератор опреде-
ляется солесодержанием и присосом
к конденсату охлаждающей воды кон-
денсатора.
Расход на продувку парогенерато-
ра Dnp должен обеспечивать в нем не
более 20—30 мкг-экв/кг солей жест-
кости и содержание не более 0,5—
10 мг/кг хлор-иона.
Солевой баланс реактора описы-
вается уравнением
Gn. в. pSn. в = Gnp> pSnp, (16-3)
где Gn> в. р, Gnp. p — расходы питатель-
ной воды, поступающей в реактор, и
продувочной боды; 5П> в, Snp — солесо-
держание питательной воды и проду-
вочной воды.
Тепловая экономичность АЭС. Теп-
ловая экономичность паротурбинных
установок, КЭС и ТЭЦ, характеризуе-
мая значениями к. п. д. брутто и нет-
то, удельным расходом теплоты на
выработку электроэнергии на тепло-
вом потреблении, подробно рассмо-
трена выше.
Общий к. п. д. конденсационной
АЭС с учетом потерь в реакторе
определяется из выражения
Л аэс = ЛрЛпту, (16-4)
где т)р — к. п. д. реактора, учитываю-
щий потери теплоты в окружающую
среду циркуляционной системой реак-
торной установки и с продувкой;
"Ппту — к. п. д. конденсационной паро-
турбинной установки.
При двухконтурной конденсаци-
онной АЭС
Лаэс = Л1к,ПпгЛтрКЛпту, (16-5)
где т|1к — к. п. д. I контура (реактор-
ной установки); х\ПГ — к. п. д. паро-
генератора; г)"к — к. п. д. трубопро-
водов II контура.
Потери тепла теплоносителя в цир-
куляционном контуре реактора со-
271

ставляют в сумме 0,2—0,5%. Потери,
связанные с продувкой реактора, за-
висят от системы очистки продувоч-
ной воды. Для ионообменной очист-
ной установки
Qnp = ^ир (*пр — *пр)>
где /пР, ^пр — энтальпии продувочной
воды на входе и выходе из теплооб-
менника, в котором охлаждается про-
дувочная вода перед входом ее в ио-
нообменную установку; обычно (tпР —
— г'пр) ='125—220 кДж/кг.
Таким образом, к. п. д. I контура
где 9*кс, <7*£ — потери теплоты в окру-
жающую среду циркуляционной си-
стемой I контура и с продувкой тепло-
носителя реактора.
Потери в парогенераторной уста-
новке определяются передачей части
теплоты в окружающую среду и поте-
рями с продувочной водой парогене-
ратора
Потери в окружающую среду со-
ставляют <7пг. о. с ~ 0,5 ч- 0,8%. Поте-
ри с продувочной водой <7пг. пР опреде-
ляются, исходя из солевого баланса
парогенератора и норм солесодержа-
ния воды в парогенераторе. Обычно
<7пг.пР«0,5^0,6%.
Следует отметить значительный
расход электроэнергии на привод на-
соса в циркуляционной системе рабо-
чего тела II контура, что должно учи-
тываться при определении к. п. д.
станции нетто.
Удельный расход теплоты на вы-
работку электроэнергии в паротур-
бинной установке конденсационной и
теплофикационной АЭС определяется
так же, как изложено выше для обыч-
ных ТЭС.
Расход ядерного горючего на АЭС
может быть определен исходя из сле-
дующих положений.
При делении всех ядер атомов,
содержащихся в уране или плутонии,
выделяется теплота в количестве
79,55-109 кДж/кг. В реакторе в ре-
зультате захвата нейтронов часть го-
рючего (примерно 15%) превращается
в неделящиеся изотопы: U235 превра-
272
щаются в U238, a Pu239 в Ри240. В ре-
зультате использование, ядерного го-
рючего ухудшается и количество вы-
делившейся теплоты может быть при-
нято: Q = 68-109 кДж/кг делящегося
материала.
Удельный расход горючего на
1 кВт-ч составит, кг/(кВт-ч),
где
Лаэс —к. п. д. АЭС.
Вследствие неполного выгорания
общий расход горючего на АЭС зна-
чительно превышает количество по-
ступающего в реактор горючего. Пол-
ный удельный расход горючего,
кг/(кВт-ч), определяется в зависимо-
сти от глубины его выгорания из
выражения
где а — глубина выгорания горючего,
выраженная в долях массы ядерного
горючего. Обычно определяется глу-
бина выгорания, выраженная в ме-
гаватт • сутках на 1 т делящегося
материала, — величина /С, связанная
с глубиной выгорания ядерного горю-
чего, выраженной в долях делящегося
материала, соотношением
Глубина выгорания ядерного го-
рючего в реакторах ВВЭР-440 состав-
ляет 28 600 МВт-сут/т.
Следовательно, глубина выгорания
ядерного топлива может быть выра-
жена в килограммах условного топ-
лива на килограмм ядерного горю-
чего; К = 785а; 2950 = 2,3• 106 -а (1 кг
ядерного горючего эквивалентен по
теплоте сгорания 2,3-106-а кг услов-
ного топлива).
Удельный расход ядерного горю-
чего на выработку электроэнергии на
АЭС, выраженный в килограммах ус-
ловного топлива на 1 кВт«ч составит:

Рисг 16-5. Парогенератор энергоблока с реактором ВВЭР-440.
/ — вход теплоносителя; 2 — штуцера дренажа и воздушника; 3 — входной коллектор теплоно-
сителя; 4 — корпус парогенератора; 5 — поверхность нагрева; 6 — штуцера указателя уровня;
7 — жалюзийный сепаратор; 8 — коллектор сухого пара; 9 — выходной коллектор пара; 10 — под-
вод питательной воды; // — выходной коллектор теплоносителя;
Удельный расход ядерного горю-
чего на выработку теплоты в пароге-
нераторах в килограммах ядерного
горючего на 1 ГДж теплоты составит:
Величина а зависит от степени
обогащения ядерного горючего, типа
реактора и других условий; для пред-
варительных расчетов можно прини-
мать а = 0,03 -*- 0,09.
В отличие от ТЭС, работающих на
органическом топливе, в себестоимо-
сти электроэнергии на АЭС топливная
составляющая значительно меньше,
чем затраты, определяемые капиталь-
ными вложениями. Поэтому в целях
снижения капитальных затрат ока-
зывается экономически целесообраз-
ным упрощать тепловую схему АЭС
и ее оборудование даже за счет неко-
торого увеличения расхода горючего.
Парогенераторы АЭС. Парогене-
ратор ная установка является одним
из обязательных элементов двухкон-
турной АЭС. При заданных характе-
ристиках теплоносителя на выходе из
реактора начальные параметры пара
определяются теплотехнической схе-
мой парогенератора, а также темпера-
турным напором между теплоносите-
лем и кипящей водой и перепадом
температур теплоносителя в реакторе.
На двухконтурных АЭС с реакторами
типа ВВЭР применяется простейшая
теплотехническая схема, при которой
питательная вода подается непосред-
ственно в парогенератор и вырабаты-
ваемый насыщенный пар направля-
ется в паровую турбину.
В настоящее время на АЭС с ре-
акторами ВВЭР применяется гори-
зонтальная конструкция парогенера-
тора (рис. 16-5). Поверхность нагрева
парогенератора представляет собой си-
стему змеевиков, выполненных из'
труб малого диаметра, по которым
циркулирует теплоноситель со ско-
ростью 3—5 м/с. Снаружи трубки
омываются питательной водой. Теп-
ловой баланс парогенератора опреде-
ляется уравнением
где GB — расход теплоносителя, кг/ч;
i'u 1'ъ — энтальпии теплоносителя на
входе и выходе из парогенератора,
кДж/кг; *0, ?п. п — энтальпия пара и
питательной воды, кДж/кг; D — па-
ропроизводительность парогенерато-
ра, кг/ч; т]1к—к. п. д. первого контура.
Расход теплоносителя в I контуре
соответственно равен:
Чем больше разность энтальпии теп-
лоносителя, тем меньше его расход
и, следовательно, меньше затраты
электроэнергии на собственные нужды
I контура. Уменьшение расхода теп-
лоносителя при сохранении необхо-
димой скорости циркуляции снижа-
ет стоимость оборудования I контура.
2 73

Однако, чем больше разность тем-
ператур теплоносителя, .тем меньше
(при той же начальной температуре)
будет конечная температура теплоно-
сителя и соответственно параметры
пара. Для современных условий эко-
номически целесообразен перепад тем-
ператур теплоносителя в парогенера-
торе Д* = 30 -*- 34° С. Невысокие зна-
чения At приводят к большим поверх-
ностям нагрева парогенератора.
Необходимая поверхность нагрева
парогенератора определяется по фор-
мулам для расчета теплообменников.
Влажность пара на выходе из паро-
генератора не должна быть более
0,2%. При высоте парового простран-
ства парогенератора не менее 0,8 м
и при наличии обычно применяемых
сепарационных устройств в пароге-
нераторе, показанных на рис. 16-5,
влажность пара может быть опреде-
лена по формуле
где со" — приведенная скорость пара
на выходе из зеркала испарения,
м/с; х — влажность пара, кг/кг; С —
экспериментальный параметр, опре-
деляемый по графику (рис. 16-6).
При обычно принятом солесодер-
жании воды в парогенераторе и дав-
лении 11 МПа со" = 0,08 -ь 0,2 м/с.
Турбины АЭС. На двухконтурных
АЭС с реакторами ВВЭР и паротур-
бинными установками применяются
специальные конструкции турбин, ра-
Рис. 16-6. Значение коэффициента С в зави-
симости от давления.
274
ботающих на насыщенном паре низ-
ких начальных параметров. Такие
турбины отличаются большим пропу-
ском пара и низкой экономично-
стью.
Снижение цы турбины вследствие
дополнительных потерь энергии кон-
денсирующегося пара и изменения
гидродинамики при двухфазном по-
токе во всех ступенях турбины по
сравнению с турбиной, работающей
на перегретом паре, может быть оце-
нено из выражения
гдел'Ср — средняя влажность пара, %.
Если принять для турбины, работаю-
щей на перегретом паре среднего дав-
ления, цы = 0,85, то при хср = 6%
в турбине, работающей на насыщен-
ном паре, v)oi = 80%.
Удельный расход теплоты на вы-
работку электроэнергии в паротур-
бинной установке при начальном дав-
лении насыщенного пара 4,3 МПа
примерно на 4% больше, чем для па-
ротурбинной установки, работающей
на перегретом паре того же давления
и при температуре 435° С. Влажность
пара отрицательно влияет на работу
турбины в связи с эрозионным воз-
действием влаги на лопатки. Допу-
стимая влажность пара после отдель-
ных ступеней турбины зависит от вы-
соты лопаток рабочего колеса и ча-
стоты вращения турбины. Для сталь-
ной лопатки 1500 мм при 1500 об/мин
допустима влажность пара 13—14%.
При большой окружной скорости она
снижается до 7—8 %.
При принятой конструкции тур-
бин, работающих на насыщенном паре,
допустимая влажность пара на выходе
из последней ступени турбины при-
мерно 10%.
Имеются разные методы предот-
вращения -повышенной влажности па-
ра в турбине. Одним из наиболее эф-
фективных способов является отвод
влаги из проточной части турбины
при помощи различных сепарацион-
ных устройств — внешних сепарато-
ров, устанавливаемых на потоке пара
между ступенями турбины и внутри-
турбинных сепараторов, располагае-
мых непосредственно за рабочим коле-
сом.

В отечественных турбоустановках
для удаления влаги применяются
внешние сепараторы. В значительной
мере вывод влаги осуществляется че-
рез отборы турбины.
Для снижения влажности пара,
поступающего в последние ступени
турбины, применяется промежуточный
перегрев пара после его осушки в се-
параторе, который осуществляется за
счет теплоты части пара, поступаю-
щего из парогенератора. Конденсат
греющего пара из промежуточного
пароперегревателя подается в регене-
ративные подогреватели турбоуста-
новки.
При применении промежуточного
перегрева возникают необратимые по-
тери в потоке пара, используемого
для перегрева пара, однако они ком-
пенсируются повышением х]Ы после-
дующих (после перегревателя) сту-
пеней турбины, а также уменьшением
эрозионного воздействия на лопатки
пара меньшей влажности.
Промежуточные перегреватели вы-
полняются в виде поверхностных па-
ропаровых теплообменников. Особен-
ностью конструкций турбин, опреде-
ляемыми в основном относительно
низкими начальными параметрами па-
ра и увеличенным его расходом, явля-
ется применение параллельных пото-
ков пара в цилиндрах высокого и
низкого давления. Турбина К-220-44
имеет один цилиндр высокого давле-
ния и два цилиндра низкого давле-
ния. После каждого цилиндра низ-
кого давления имеются два конденса-
тора.
Турбина К-500-65 имеет два ци-
линдра высокого давления и четыре
двухпоточных цилиндра низкого дав-
ления.
16-2. ПРЯМОЕ ПРЕОБРАЗОВАНИЕ
ЭНЕРГИИ
Расширяющееся применение элек-
троэнергии в условиях научно-техни-
ческой революции в устройствах раз-
личного назначения, а также огра-
ниченные возможности дальнейшего
повышения экономичности выработки
электроэнергии на тепловых электро-
станциях определяют необходимость
изыскания новых путей преобразова-
ния теплоты в электрическую энер-
гию в централизованных энергоуста-
новках большой мощности, а также
в индивидуальных агрегатах малой
мощности. Коэффициент полезного
действия тепловой электростанции,
так же как любой тепловой машины,
зависит от средних температур под-
вода 7\ и отвода теплоты Т2. В паро-
вом и газотурбинном циклах значе-
ние 7\ лимитируется стойкостью ра-
боты металла при высоких температу-
рах и давлениях, ограничено также
возможное снижение температуры от-
вода теплоты, поэтому достижимые
к. п. д. этих циклов имеют определен-
ные пределы.
На современных конденсационных
паротурбинных электростанциях на
сверхвысоких параметрах пара при
наличии промежуточного перегрева
пара и развитой регенерации к. п. д.
практически составляет не более 40%.
Дальнейшее повышение параметров
пара и применение более совершенного
оборудования не могут дать значи-
тельного повышения тепловой эконо-
мичности паротурбинных электростан-
ций.
Дальнейшее существенное повы-
шение тепловой экономичности выра-
ботки электроэнергии, очевидно, воз-
можно только при применении прин-
ципиально новых методов получения
электроэнергии, в частности прямого
преобразования энергии. В последние
годы в этом направлении ведутся ин-
тенсивные научно-исследовательские
и опытные работы, в результате кото-
рых разработан МГД генератор для
электростанций большой мощности и
уже используемые в космических ап-
паратах топливные элементы, термо-
электрические и термоэлектронные ге-
нераторы. Продолжаются работы по
созданию агрегатов значительной мощ-
ности из топливных и термоэлектрон-
ных элементов.
Принципы, на которых основаны
указанные методы прямого преобра-
зования энергии и схемы конструктив-
ного оформления некоторых агрега-
тов, а также их основные теплотехни-
ческие характеристики, приведены да-
лее.
Магнитогидродинамшеский гене-
ратор (МГД генератор). Прямое
преобразование тепла в электриче-'
скую энергию, минуя промежуточную
275

стадию превращения тепла в механи-
ческую работу, может быть осущест-
влено путем магнитогидродинамиче-
ского метода преобразования энер-
гии, основанного на законе Фарадея
об электромагнитной индукции.
В МГД генераторе поток электро-
проводящего газа с высокой темпера-
турой проходит с большой скоростью
w через магнитное поле, направленное
по оси 0Z и имеющее напряженность
Н (X), и поперечное, параллельное
оси 0Y электрическое поле с напр я.
женностью Е (X).
В потоке газа возникает электри-
ческий ток вдоль оси 0Y:
где С — скорость света; £ — электро-
проводность газа.
Электрический ток выводится из
канала электродами и может произ-
водить полезную работу во внешней
цепи.
Условием осуществления генера-
торного режима является неравенство
CEIwH < 1.
Рис. 16-7. Термодинамические циклы МГД
установок.
а — термодинамический цикл МГД установки от-
крытого цикла; б — термодинамический цикл
МГД установки замкнутого цикла.
276
Коэффициент полезного действия
генератора
Если правая часть уравнение
(16-14) отрицательна, то при сверхзву
новой скорости течения потока w >
> У kRT движение проходит с за
медлением, т. е. сопровождается умень
шением кинетической энергии и пе
реходом энергии потока в энергии
электрического тока, который и отво
дится в виде полезной работы.
Когда температура газа падает
ниже определенного предела, исполь
зование его в качестве рабочего тел*
в канале генератора затрудняете*
вследствие малой электропроводности
газа. Например, для продуктов сгора-
ния топлива при температуре ниже
2000° С дальнейшее использование
теплоты газов может осуществляться
в паросиловой или газотурбинной
установке.
Установка с МГД генератором мо-
жет быть выполнена по открытой и
замкнутой схемам. В МГД генераторе
с открытым циклом в качестве рабо-
чего тела используются продукты сго-
рания топлива с добавкой присадок
щелочных металлов.
Термодинамический цикл МГД
генератора, работающего по открытой
схеме, показан в Г, s-диаграмме на
рис. 16-7, а. Цикл состоит из адиабат-
ного (политропного) сжатия воздуха
в компрессоре 1-2, подвода теплоты
по изобаре 2-3-4 (2-3 — подвод теп-
лоты в регенеративном воздухоподо-
гревателе), адиабатного расширения
в канале МГД генераторе с производ-
ством электроэнергии 4-5 и изобар-
ного отвода теплоты 5-6-7-1 (5-6 —
отдача теплоты воздуху в регенера-
торе; 6-7 — отдача теплоты воде в па-
рогенераторе; 7-1 — отвод теплоты с
продуктами сгорания в атмосферу).
В паросиловой части МГД уста-
новки цикл состоит из адиабатного
расширения пара с отдачей внешней
работы в турбине /-//, изобарного
процесса отвода теплоты в конден-
саторе II-III y изобарного подвода теп-
лоты в парогенераторе III-IV-V-L
В МГД установке замкнутого цик-
ла (рис. 16-7, б) рабочее тело цирку-
лирует в контуре. В качестве рабо-
чего тела может быть использован газ

Рис.' 16-8. Схема МГД установки с открытым
циклом.
/ — камера сгорания; 2 — рабочий канал МГД
генератора; 3 — магнитная система; 4 — регене-
ративный подогреватель воздуха; 5 — парогене-
ратор; 6 — пароперегреватель; 7 — промежуточ-
ный пароперегреватель; 8 — компрессор; 9 —.
турбина низкого давления; 10 — турбина высокого
давления; /У — турбина среднего давления; 12 —
генератор; 13 — конденсатор; 14 — конденсатный
насос; 15 — подогреватель низкого давления;
16 — деаэратор; 17 — питательный насос; 18 —
подогреватель высокого давления; 19 — преобра-
зователь тока; 20 — электрический конденсатор.
Рис. 16-9. Схема МГД установки на ядерном
горючем с замкнутым циклом.
/ — реактор; 2 — МГД генератор; 3 — магнит-
ная система; 4 — регенеративный подогреватель;
5 — парогенератор; 6 — пароперегреватель; 7 —
компрессор; 8 — паровая турбина; 9 — генера-
тор; 10 — конденсатор; // — конденсатный на-
сос; 12 — деаэратор; 13 — питательный насос;
14 — отделитель цезия; 15 — линия регенерации
цезия; 16 — преобразователь тока.
или жидкость с достаточной элек-
тропроводностью. Цикл МГД ступени
такой установки состоит из адиабат-
ного сжатия в компрессоре 1-2, изо-
барного процесса подвода теплоты
2-3, адиабатного расширения с отда-
чей работы в МГД генераторе 3-4
и изобарного процесса отвода теплоты
4-5-1 (4-5 — отвод теплоты в парово-
дяной ступени; 5-1 — отвод теплоты
в водяном теплообменнике). Пароси-
ловая часть цикла та же, что и при
открытой схеме МГД установки.
На рис. 16-8 показана принципи-
альная схема МГД установки с откры-
тым циклом, в которой в качестве
теплоносителя используются продук-
ты сгорания природного газа, обо-
гащенные с целью повышения электро-
проводности окислами цезия.. Для
повышения начальной температуры
продуктов сгорания до 2500—2600° С
в качестве окислителя применяется
воздух, обогащенный кислородом и
подогретый до 1000—1200° С.
После МГД генератора теплота
продуктов сгорания при температуре
1800—2000° используется для подо-
грева воздуха и для выработки элек-
троэнергии в паротурбинной части
установки. Таким образом, МГД гене-
ратор является как бы термодинами-
ческой надстройкой паросилового цик-
ла. Примерно до 40% мощности полу-
чается в МГД генераторе и соответ-
ственно 60% в паротурбинной части
установки.
Для комбинированной МГД уста-
новки ее общий к. п. д. составит:
где £мгд, £"т — работы МГД цикла
и паротурбинной части установки,
отнесенные к единице используемого
топлива с теплотой сгорания QJ.
Значение £мгд может быть опреде-
лено из выражения
где фмгд — удельный теплоперепад
продуктов сгорания, сработанный в
МГД генераторе (разность полных
энтальпий); £охл — коэффициент, учи-
тывающий потери в результате охлаж-
дения канала МГД генератора; kK,
^маг» &инв — доли работы МГД гене-
ратора, затраченные на привод ком-
прессора, на покрытие потерь, свя-
277

занных с возбуждением магнитной
системы и преобразованием постоян-
ного тока в переменный.
Количество теплоты, поступающее
в паровой цикл, определяется из теп-
лового баланса всей установки по
формуле
где /в, /в — энтальпии предваритель-
но подогретого воздуха и воздуха
после компрессора; фмгд — теплота,
полезно используемая в МГД гене-
раторе; Qyx — теплота продуктов сго-
рания, уходящих из установки; Пк. с,
Лвп» Лпг — к- п- Д- камеры сгорания,
воздухоподогревателя, парогенера-
тора.
Коэффициент полезного действия
МГД цикла без паротурбинной части
установки определяется из выражения
Лмгд = /^Гд/<Х- (16"18)
Приведенный к. п. д. паротурбин-
ной части установки определится из
выражения
Чпт = <ЭптЛНпЛ (16-19)
где r]JJT — к. п. д. нетто паротурбин-
ной части установки.
Общий к. п. д. комбинированной
установки определяется выражением
Л = Лмгд + Чпт- (16-20)
Для электростанций большой
мощности (более 500 тыс. кВт) с МГД
генератором и паротурбинной уста-
новкой высокого давления расчетный
к. п. д. нетто может составлять при-
мерно т]н = 55 -s- 60%.
Электропроводность ряда газов —
аргона, гелия, неона и др. значитель-
но выше, чем продуктов сгорания топ-
лива, и достаточную электропровод-
ность этих газов можно получить при
относительно низких температурах.
Эти свойства газов и используются в
МГД генераторах с закрытым цик-
лом.
На рис. 16-9 показана тепловая
схема установки с МГД генератором
с замкнутым циклом, в котором в ка-
честве рабочею тела используется
278
гелий с добавкой цезия. Температура
гелия перед МГД генератором в дан-
ном варианте схемы 1700° С и после
него 900° С.
Для подогрева гелия с добавкой
цезия используются продукты сгора-
ния природного газа. Температура
воздуха, поступающего в камеру сго-
рания для сжигания топлива, 350° С.
Из канала МГД генератора рабочее
тело направляется в подогреватель
цезия и затем в подогреватель гелия.
После подогревателя гелия рабочее
тело направляется в подогреватель
питательной воды парогенератора па-
росиловой части установки и далее
в холодильник цезия, где осущест-
вляется его конденсация. Жидкий
цезий подается из холодильника через
фильтр с помощью электромагнитного
насоса в подогреватель. Гелий после
выделения из него добавки цезия
направляется в компрессор, который
подает его в подогреватель.
Таким образом, осуществляется
замкнутый контур циркуляции рабо-
чего тела. Воздух воздуходувкой по-
дается в воздухоподогреватель и после
его подогрева в камеру сгорания топ-
лива. В камере сгорания устанавли-
вается радиационный пароперегрева-
тель паросиловой части установки,
состоящей из подогревателей пита-
тельной воды; испарительных по-
верхностей нагрева, размещенных в
канале МГД генераторе; радиацион-
ного пароперегревателя; турбогенера-
тора с системой регенеративных по-
догревателей питательной воды и
питательных насосов.
Начальные параметры пара
23,6 МПа, 560° С.
Расчетный к. п. д. МГД цикла
г)мгд ^ 23,1 %, всей установки г)ст =
= 46,7%. С повышением температуры
гелиево-цезиевой смеси на входе в
МГД генератор и на выходе из него
расчетный т]ст возрастает и соответ-
ственно при температуре 2300° С и
1600° Пег ^55,7%.
Основными преимуществами при-
менения МГД генераторов на тепло-
вой электростанции является увели-
чение ее термического к. п. д. за
счет повышения начальной темпера-
туры рабочего тела в цикле до значе-
ний, близких к теоретической темпе-
ратуре горения топлива, а также воз-

можность «безмашинного» получения
части электрической энергии.
Топливные элементы. Преобразо-
вание химической энергии в электри-
ческую возможно с помощью электро-
химических генераторов — топливных
элементов (ТЭ). В ТЭ химическая энер-
гия подаваемых в элемент реакционно-
способных веществ в результате элек-
трохимических реакций окисления ве-
щества, служащего топливом, и вос-
становления вещества, являющегося
окислителем, преобразуется в эле-
ктрическую энергию; расходуемые
активные элементы непрерывно подво-
дятся извне и это обеспечивает непре-
рывную работу ТЭ. Принцип дейст-
вия ТЭ следующий. В сосуде с элек-
тролитом помещаются два электрода—
анод и катод. К поверхности анода
непрерывно подводится восстанови-
тель-топливо, а к поверхности като-
да — окислитель. Электрод, контак-
тирующий с восстановителем-топли-
вом, принимает более отрицательный
потенциал по сравнению с электродом,
находящимся в контакте с окислите-
лем. При замыкании внешней цепи
по ней потечет электрический ток,
а на границах электрод—электролит
будут происходить электрохимические
реакции, приводящие к передаче элек-
тронов от электрода к электролиту
или обратно. В электролите электри-
ческий ток возникает вследствие пере-
мещения ионов от одного электрода
к другому.
В наиболее распространенном кис-
лородно-водородном ТЭ (рис. 16-10, а)
две газовые полости А и В (кислород-
ная и водородная) разделены ионо-
обменной мембраной, которая пропу-
скает ионы водорода Н+ и не пропу-
скает молекулы 02 и гидроксильные
группы ОН". Между поверхностью
мембраны и пористыми токосъемни-
ками нанесен слой катализатора. Ио-
нообменная мембрана служит электро-
литом. При «кислотной» мембране
вода образуется на кислородной сто-
роне, откуда она удаляется в процессе
работы. Слой катализатора образует
пористый электрод, на развитой вну-
тренней поверхности которого и про-
текает электрохимическая токообра-
зующая реакция
02 + 4Н+-4е = 2Н20 + 4е, (16-21)
где е — заряд электрона. Эта суммар-
ная токообразующая реакция скла-
дывается из реакции на кислородном
электроде 02 + 2Н20 + Ае ->- 40Н и
реакции на водородном электроде
2Н2 + 40Н ->- 4Н20 + 4е. Реакция
между окислителем и горючим в ТЭ
является электронным процессом, в
результате которого электроны внутри
молекул переходят с уровней, где
они обладают большей энергией (ва-
лентные уровни исходных продук-
тов реакции), на уровни с меньшей
энергией (валентные уровни конечных
продуктов реакции).
Электродвижущая сила ТЭ опре-
деляется исходя из законов электро-
лиза из уравнения
где е — э. д. с; Qp — подводимая теп-
лота; ре = /т — электрический заряд
за время т; / — плотность силы тока;
Т — температура.
Производная (де/дТ)р равна коли-
честву теплоты, полученному ТЭ от
окружающей среды при протекании
через элемент единичного электриче-
ского заряда в том случае, когда все
происходящие в элементе процессы
обратимы.
Если при замкнутой электрической
цепи обратимый элемент поглощает
теплоту извне, полезная работа про-
изводится также и за счет теплоты
окружающей среды. При (де/дТ)р < 0
внутренняя энергия реагентов ча-
стично отдается внешней среде в виде
теплоты. Для получения ощутимой
плотности тока ТЭ необходимо, чтобы
процессы электронного обмена проте-
кали с большой скоростью в прямом
и обратном направлении, для чего
необходимо применение топлива и
Рис. 16-10. Схема топливного элемента (а)
и зависимость его э. д. с. и к. п. д. от темпе-
ратуры (б).
279

окислителя, а также электродов и
электролитов с высокой активностью.
В качестве топлива для ТЭ наибо-
лее часто используется водород, а
окислителя — кислород и в качестве
электролита концентрированная ще-
лочь КОН, заполняющая простран-
ство между никелевыми электродами.
Удельная мощность таких ТЭ может
достигать 0,12—0,13 кВт/кг.
В ряде консгрукций ТЭ в качестве
топлива используется гидразин.В про-
цессе работы гидразин разлагается на
водород и азот в результате гетероген-
ной поверхностной реакции. Во из-
Рис. 16-11. Схема батареи высокотемпера-
турных топливных элементов.
/ — отрицательный электрод; 2 — положительный
электрод; 3 — электролит; 4 — кислород или
воздух; 5 — топливо;/? — внешнее сопротивление
Рис. 16-12. Принципиальная схема работы
термоэлектронного генератора.
/ — катод; 2 — анод; 3 — нагрев; 4 — охлажде-
ние; 5 — нагрузка; 6 — ионизированный газ.
Рис. 16-13. Схема термоэлектрической бата-
реи.
а — термобатарея с газовым обогревом; б — тер-
мобатарея с обогревом паром.
280
бежание накопления и адсорбции азо-
та на электродах и изоляции тем са-
мым от топлива — водорода азот си-
стематически отводится из системы.
Плотность тока в таких ТЭ достигает
54 мА/см2.
Непосредственное преобразование
химической энергии в электрическую
без промежуточного перехода ее в теп-
лоту определяет достаточно высокие
значения к. п. д. ТЭ. Согласно вто-
рому закону термодинамики
Тогда к. п. д. ТЭ
В этих формулах Е — эксергия топ-
лива; А — полезная работа ТЭ; Т —
абсолютная температура экзотерми-
ческой реакции; AS — приращение
энтропии в ходе химической реакции;
TAS — необратимая потеря в ТЭ.
Из выражения (16-24) видно, что
для повышения к. п. д. ТЭ нужно
снижать температуру процесса. Од-
нако при снижении температуры за-
медляются реакции окисления топ-
лива, снижается удельная мощность
ТЭ и соответственно увеличиваются
его габариты и масса.
На рис. 16-10, б показан характер
зависимости э. д. с. и термического
к. п. д. ТЭ от температуры, из кото-
рого видно, что по сравнению с э. д. с.
к. п. д. достигает максимального зна-
чения при более низкой температуре;
к. п. д. ТЭ в настоящее время не
превышает 40%.
Работающие топливные элементы
дают постоянный ток низкого напря-
жения примерно 1 В, и для повыше-
ния выходного напряжения ряд ТЭ
включают последовательно.
На рис. 16-11 показана одна из
предлагаемых схем высокотемпера-
турного ТЭ (более 600° С) значитель-
ной мощности, предназначенного для
работы в наземных установках с ис-
пользованием в качестве топлива при-
родного газа и окислителя кислорода.
ТЭ состоит из двух электродов, поме-
щенных в твердом электролите, кото-
рым служит расплав карбоната калия,
впитанного в окись магния. В катоде
природный газ вступает в реакцию
с углекислым газом и паром, которые

разлагаются с выделением водорода
и окиси углерода. Затем водород и
окись углерода взаимодействуют с
ионами СО§", поступающими из элек-
тролита, в результате чего выделя-
ются углекислота, водяные пары и
образуются свободные электроны. По-
ток свободных электронов, двигаясь
по внешней цепи к положительному
электроду, производит работу.
В кислородном электроде в резуль-
тате взаимодействия электронов с кис-
лородом и углекислым газом, посту-
пающими от топливного электрода,
образуются ионы СОз~, движущиеся
через электролит к топливному элек-
троду.
Для получения электрического то-
ка достаточно высокого потенциала
ряд ТЭ включен последовательно.
Предполагаемый к. п. д. такой систе-
мы ТЭ может быть доведен до г)тэ ^
^60%.
Термоэлектрические преобразова-
тели энергии. В цепи из двух различ-
ных металлов при температуре их
спая, отличной от температуры окру-
жающей среды, возникает э. д. с. Это
явление (открытое Зеебеком в 1924 г.),
используемое в приборах для изме-
рения температур, может служить
основой метода непосредственного пре-
образования тепла в электрическую
энергию.
В обычной термопаре,представляю-
щей собой спай двух разнородных ме-
таллов, термоэлектрический эффект
на порядок меньше джоулевых по-
терь, вследствие чего термопара не
может служить термическим генера-
тором электрической энергии. Если
спаи образованы двумя полупровод-
никовыми материалами различного ти-
па и находятся в области разных тем-
ператур, в замкнутой цепи (рис. 16-12)
будет протекать электрический ток
достаточной силы и такое устройство
можно рассматривать как электриче-
ский генератор.
От горячего спая двух полупровод-
никовых материалов к холодному дви-
жутся электроны, при этом возникает
электрический ток. Реальная схема
термоэлектрического генератора пока-
зана на рис. 16-13.
Общее количество теплоты, пере-
даваемое верхним источником термо-
электрическому генератору, склады-
вается из теплоты, преобразуемой
в электрическую энергию, в которую
входит также теплота, передаваемая
теплопроводностью от верхнего источ-
ника к нижнему; джоулевой теплоты,
выделяющейся в полупроводниках,
а также теплоты Томсона, обуслов-
ленной наличием градиента темпера-
туры в полупроводниковых стержнях.
При относительно небольшой разно-
сти температур Тг — Г2 общее коли-
чество теплоты, передаваемое верх-
ним источником, с достаточной сте-
пенью приближения определяется из
выражения
аналогично количество теплоты, вы-
деляющееся во втором, менее нагре-
том спае,
При этом сила тока в цепи равна:
В выражениях (16-25) — (16-27)
Ти То —температура верхнего источ-
ника теплоты и температура на холод-
ном спае; ет — термо-э. д. с. (среднее
ее значение в интервале температур
Тг и Т2)\ i — сила тока в цепи; а —
коэффициент теплопередачи в системе
полупроводников; /*, R — внутреннее
и внешнее сопротивления сети.
Полезная работа, производимая за
единицу времени термоэлементом, рав-
на Q1 — Q2 и электрическая его мощ-
ность
Коэффициент полезного действия
термоэлемента, равный отношению
W/Qly определяется выражением
Коэффициент полезного действия
термоэлектрического генератора по-
вышается с увеличением температур-
ного перепада между горячим и хо-
лодным спаем, т. е. с увеличением
АГ — Тх — Г2, и зависит от внутрен-
него сопротивления цепи /*, а также
от характеристики материалов термо-
элементов — фактора Z. Значение фак-
281

тора Z зависит исключительно от
свойств применяемых полупроводни-
ковых материалов и размеров термо-
элемента. Показатель качества мате-
риала определяется соотношением Z =
•= a2/pfe, где а — коэффициент Зее-
бека; р — удельное внутреннее сопро-
тивление термоэлемента; k — коэффи-
циент теплопроводности. Для полу-
проводников с добавками Bi, Те, Se
значение коэффициента Z примерно
равно 2,25-10~3 К"1. По данным ряда
исследований при работе термоэле-
ментов, выполненных из указанных
материалов при AT ^ 500° С, полу-
чен тепловой к. п. д. ч\ =^ 8 -*■ 10%.
При повышении температуры источ-
ника теплоты до 1100—1200° С пред-
полагается возможным довести к. п. д.
термоэлемента до г] ж 18 ч- 20% и
создать генераторы мощностью сотни
киловатт.
Использование термоэлектричес-
ких генераторов затрудняется тем,
что на выходе из термоэлементов воз-
никает большая сила тока при малом
напряжении.
Для повышения выходного напря-
жения термоэлектрических генерато-
ров термоэлементы включаются после-
довательно. Таким путем удается по-
высить выходное напряжение до 100—
120 В.
Термоэлектронный преобразователь
энергии. Преобразование теплоты в
электрическую энергию возможно в
термоэлектронном генераторе, прин-
цип действия которого основан на
образовании потока электронной эмис-
сии между нагреваемым катодом и ох-
лаждаемым анодом, установленными
в замкнутом объеме, где поддержива-
ется вакуум или газовая среда.
При значительной разности темпе-
ратур катода и анода (Тг — Т2) >
> 800° С электронная эмиссия анода
незначительна по сравнению с эмис-
Рис. 16-14. Схема термоэлектронного гене-
ратора батареи.
282
сией катода. Разность кинетических
энергий потоков электронов создает
в системе электронный ток, и при сое-
динении электродов внешней цепью
с сопротивлением R в ней возникает
падение потенциала и выходное на-
пряжение VR (отрицательное по отно-
шению к аноду). В результате на внеш-
нем сопротивлении будет выделяться
полезная мощность
где / — термоэлектронный ток; R —
внешнее полезное сопротивление
(рис. 16-14).
В термоэлектронном генераторе
на накал катода до температуры 7\
затрачивается тепловая энергия Q'.
При вакууме в генераторе мощность,
затрачиваемая на накал катода, опре-
деляется из выражения
где е — отрицательный элементарный
электрический заряд электрона (е =
= 4,8 • 10"10 CGSE); ф — работа вы-
хода электронов; К — постоянная
Больцмана; Ткат — температура ка-
тода.
Часть энергии ((?кат — Q) затрачи-
вается на бесполезное излучение, теп-
лопроводность и т. д.
Электронный поток, замыкая элек-
трическую цепь генератора, конденси-
руется на аноде при более низкой тем-
пературе Тан, выделяя при этом мини-
мальную тепловую энергию
Разность тепловых энергий катода
и анода может быть использована для
непосредственного преобразования в
электрическую энергию. Эта полезная
энергия определяется из выражения

где VK — энергетический потенциал
на катоде.
Энергетический к. п. д. электрон-
ного преобразователя в общем случае
при учете потерь энергии, происходя-
щих при нагреве катода, определя-
ется приближенно из выражения
С повышением температуры катода
повышаются плотность термоэлектрон-
ного тока, выходная мощность катода
и к. п. д. преобразователя, однако
значительно увеличивается и расход
материала электродов.
Очевидно, что значение г\ не может
превысить к. п. д. идеальной тепло-
вой машины, работающей по циклу
Кар но.
При работе термоэлектронного пре-
образователя энергии в межэлектрод-
ном пространстве, особенно вблизи
поверхности катода, появляется за-
метная электронная атмосфера, тор-
мозящая движение потока электронов
и снижающая выходную энергию пре-
образователя.
Для уменьшения влияния прост-
ранственного заряда при расположе-
нии электродов в вакууме их необхо-
димо сблизить на очень малое рассто-
яние — единицы микронов. Посколь-
ку пространственный заряд имеет
электростатический характер, воз-
можна его нейтрализация путем ввода
положительно заряженных ионов, для
чего межэлектродное пространство мо-
жет быть заполнено парами щелочного
металла, в частности цезия.
В проектных предположениях на-
мечается создание высокотемператур-
ных термоэлектронных преобразова-
телей для ядерной энергетики в соче-
тании с паротурбинной установкой.
Принципиальная схема подобной уста-
новки показана на рис. 16-15. Каждый
тепловыделяющий элемент из карбида
или окиси урана в реакторе связан со
своим термоэлектронным преобразо-
вателем, которые соединяются после-
довательно для повышения выходного
напряжения. Катод выполняется из
торированного вольфрама на графи-
товом сердечнике и нагревается до
температуры примерно 2000° С. Анод
преобразователя выполняется из окис-
ленного вольфрама, покрытого плен-
Рис. 16-15. Схема термоэлектронных преоб-
разователей в ядерном реакторе.
кой цезия, и омывается жидкостью,
поддерживающей его температуру
(примерно 700—1000° С). Циркули-
рующая в преобразователе жидкость
является греющим теплоносителем,
передающим теплоту ко второму па-
ротурбинному циклу атомной электро-
станции.
В перспективе можно ожидать, что
термоэлектронный преобразователь с
заполнением парами цезия может дать
WKaT ж 100 Вт/см2. При температуре
анода 800—1000 К на нем может вы-
деляться значительная мощность (по-
рядка 10 Вт/см2), что дает возможность
использовать его в качестве нагрева-
тельного элемента второй последова-
тельно включенной ступени преобра-
зования энергии и таким образом по-
высить к. п. д. всей установки в це-
лом. При включении последовательно
с термоэлектронным преобразовате-
лем ядерного реактора паротурбинной
установки суммарный к. п. д. может
достигнуть 60%.
16-3. НАПРАВЛЕНИЕ РАЗВИТИЯ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Для крупных заводов всех отрас-
лей промышленности, имеющих боль-
шое теплопотребление, оптимальной
является система энергоснабжения от
районной или промышленной ТЭЦ.
При наличии ТЭЦ на заводах метал-
лургической, химической, нефтепере-
рабатывающей, бумажной и других
отраслей промышленности может быть
обеспечено рациональное тепло- и
хладоснабжение, а также полное ис-
пользование нетранспортабельных го-
283

пользование нетранспортабельных го-
рючих отходов производства и вторич-
ных энергетических ресурсов.
Основными направлениями разви-
тия промышленных электростанций,
обеспечивающими дальнейшее повы-
шение экономичности их работы и сни-
жение стоимости сооружений на бли-
жайший период времени, являются:
1. Развитие теплофикации, в том
числе за счет отпуска теплоты распо-
ложенным в районе ТЭЦ промышлен-
ным предприятиям и жилым районам.
В 1975 г. в городах и промышлен-
ных районах потребление теплоты низ-
кого и среднего потенциала составило
более 8 млрд. ГДж. Дальнейшее уве-
личение производственного теплопо-
требления, которое за пятилетие воз-
растет более чем в 1,5 раза, и интен-
сивное жилищное строительство соз-
дают предпосылки для создания про-
мышленных ТЭЦ большой мощности,
вырабатывающих электроэнергию в
основном на тепловом потреблении.
Значительным ресурсом повыше-
ния теплопотребления в летний период
явится производство холода в абсорб-
ционных установках для кондициони-
рования воздуха, что будет способст-
вовать выравниванию годового гра-
фика тепловой нагрузки ТЭЦ и уве-
личению использования ее тепловой
мощности.
2. Увеличение единичной мощно-
сти основных агрегатов на промыш-
ленных электростанциях. В ближай-
шие годы на промышленных ТЭЦ бу-
дут устанавливаться в основном тур-
богенераторы мощностью 100 МВт и
выше. Такие агрегаты работают на
паре высоких параметров 12,75 МПа,
555° С.
С.ростом общей и агрегатной мощ-
ности промышленной ТЭЦ значитель-
но снижаются и удельные затраты на
их сооружение.
3. Повышение начальных параме-
тров пара приводных турбин мощных
турбовоздуходувок и компрессоров
(для доменного дутья, кислородных
установок, сетей сжатого воздуха
и пр.), которые устанавливаются на
ТЭЦ металлургических, химических
и машиностроительных заводов и по-
лучают пар от станционных парогене-
раторов.
4. Применение парогазовых уста-
новок с высоконапорными парогене-
раторами на ТЭЦ, работающих на
газе и мазуте, в частности на нефте-
перерабатывающих заводах. В таких
установках удельный расход топлива
на выработку электроэнергии на кон-
денсационном режиме на 10—12%
ниже, чем в паротурбинных при тех
же параметрах пара.
. Увеличивается и выработка элек-
троэнергии на тепловом потреблении
при применении парогазовых устано-
вок. Например, удельная выработка
электроэнергии на тепловом потребле-
нии парогазовой установки при высо-
конапорном парогенераторе и началь-
ных параметрах пара 12,7 МПа, 555° С
и давлении пара в отборе турбины
0,12 МПа больше, чем у паротурбин-
ной установки при тех же начальных
и конечных параметрах пара примерно
в 1,2 раза.
5. Применение блочных установок,
что уменьшает капитальные затраты на
ТЭЦ за счет упрощения трубопровод-
ных связей между агрегатами и умень-
шения арматуры, работающей при
высоком давлении и повышенной тем-
пературе.
6. Применение комплексной авто-
матизации производственных процес-
сов и централизации управления на
промышленных электростанциях, в ре-
зультате котррой увеличится про-
изводительность труда персоала.
В результате укрупнения общей
и агрегатной мощности, применения
блочных систем и автоматизации штат-
ный коэффициент эксплуатационного
персонала приблизится к его значе-
нию для современной КЭС с блоками
большой мощности.
7. Расширение комбинированного
использования для ТЭЦ и основного
производства вспомогательных соору-
жений и устройств, в том числе топ-
ливного, водного и масляного хозяй-
ства, ремонтных цехов и служб, раз-
личных лабораторий, административ-
ных, бытовых и культурных помеще-
ний и пр.
При этом повысится экономичность
работы ТЭЦ (в том числе за счет умень-
шения персонала) и сократятся капи-
тальные затраты на указанные соору-
жения и устройства.
8. В целях общего повышения эф-
фективности энергетического хозяй-
284

ства промышленных предприятий
предполагается дальнейшее развитие
использования на ТЭЦ нетранспорта-
бельных горючих отходов производ-
ства и пара от установок для исполь-
зования вторичных энергоресурсов от
производственных и энерготехнологи-
ческих установок, что существенно
уменьшит расход топлива.
9. Промышленные электростанции
будут базироваться, как правило, на
твердом топливе.
10. В перспективе на крупных про-
мышленных комбинатах, расположен-
ных в центральных районах страны,
при производственном и бытовом теп-
лопотреблении более чем 1500 МВт
будут применяться АТЭЦ, для кото-
рых не требуется подача больших масс
топлива из восточных районов страны.
При АТЭЦ исключается загрязнение
окружающей среды продуктами сго-
рания органического топлива круп-
ных населенных пунктов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Автоматизация крупных тепловых
электростанций. Под общей редакцией
М. П. Шальмана, М., «Энергия», 1974. 240 с.
с ил.
2. Андрющенко А. И., Змачинский А. В.,
Понятов В. А. Оптимизация тепловых циклов
и процессов ТЭС. М., «Высшая школа», 1974.
280 с. с ил.
3. Андрющенко А. И. Основы термо-
динамики циклов теплоэнергетических уста-
новок. Изд. 2-е. М., «Высшая школа», 1977.
280 с. с ил.
4. Баженов М. И., Богородский А. С.
Методическое пособие по составлению и рас-
чету тепловой схемы паротурбинной элек-
тростанции. М., Изд-во МЭИ, 1963. 80 с. с ил.
5. Белинский С. Я., Липов Ю. М. Энер-
гетические установки электростанций. М.,
«Энергия», 1974. 305 с. с ил.
6. Белосельский Б. С, Покровский В. Н.
Сернистые мазуты в энергетике. М., «Энергия»,
1969. 327 с. с ил.
7. Вентиляторные градирни тепловых
электростанций США. — «Энергохозяйство за
рубежом», 1962, № 6, с. 14—16.
8. Виленский Т. В. Расчет систем золо-
улавливания и шлакозолоудаления. М.,
«Энергия», 1964. 199 с. с ил.
9. Виноградов Ю. И., Векштейн Л. М.,
Соболь И. Д. Промышленное теплоснабже-
ние. Киев, «Техника», 1975. 255 с. с ил.
10. Вукалович М. П. Таблицы термо-
динамических свойств воды и водяного пара.
М., Машгиз, 1963. 245 с.
11. Вукалович М. П., Новиков И. И.
Техническая термодинамика. М., «Машино-
строение», 1972. 672 с. с ил.
12. Гельтман А. Э., Будняцкий Д. М.,
Апатовский Л. Е. Блочные конденсационные
электростанции большой мощности. Л., «Энер-
гия», 1964. 404 с.
13. Гладков В. А., Арефьев Ю. М.,
Барменков Р. А. Вентиляторные градирни.
М., Стройиздат, 1964. 159 с. с ил.
14. Гохштейн Д. П., Верхивкер Г. И.
Проблема повышения к. п. д. паротурбин-
ных электростанций М., Госэнергоиздат, 1960.
208 с. с ил.
15. Гуревич А. И. К расчету трубопро-
водов на само компенсацию при тепловом
расширении. — «Теплоэнергетика», 1957, №4.
с. 57—59.
16. Дорощук В. Е. Ядерные реакторы
на электростанциях. М., Атомиздат, 1977.
207 с. с ил.
17. Доценко Н. Н. Новое в гидроизо-
ляции градирен. — «Энергетическое строи-
тельство», 1962, № 31, с. 50—51.
18. Жилин В. Г. Проектирование тепло-
вых электростанций большой мощности. М.—
Л., «Энергия», 1964. 376 с. с ил.
19. Зеликсон Н. М., Шпеер М. Г. Тепло-
вая изоляция трубопроводов тепловых се-
тей. М., Госэнергоиздат, 1962. 128 с. с ил.
20. Идельчик Н. Е. Справочник по
гидравлическим сопротивлениям. М., «Маши-
ностроение», 1975. 559 с. с ил.
21. Имбрицкий М. Н., Никитин А. П.
Справочник по трубопроводам и арматуре
для тепловых электростанций. М., Госэнерго-
издат, 1962. 287 с. с ил.
22. Исаченко В. П. Осипова В. А.,
Сукомел А. С. Теплопередача. М., «Энергия»,
1965. 488 с. с ил.
23. Калафати Д. Д. Термодинамические
циклы атомных электростанций. М., Госэнер-
гоиздат, 1962. 280 с. с ил.
24. Картошкин М. Д. Топливоподача
тепловых электростанций. М., Госэнерго-
издат, 1961. 208 с. с ил.
25. Картошкин М. Д. Хранение топлива
на электростанциях. М., Госэнергоиздат,
1963. 112 с. с ил.
26. Капелович Б. Э. Эксплуатация паро-
турбинных установок. М., «Энергия», 1975.
288 с. с ил.
27. Кендысь П. Н. Теплоэнергетические
установки электростанции. Л., Изд-во Ленин-
градского университета, 1975. 280 с. с ил.
28. Кирсанов И. Н. Конденсационные
установки. М., «Энергия», 1966. 375 с. с ил.
29. Кириллов И. И. Газовые турбины и
газотурбинные установки. М., Машгиз, 1956.
434 с. с ил.
30. Купцов И. П., Иоффе Ю. Р. Проек-
тирование и строительство тепловых электро-
станций. «Энергия», 1972. 344 с. с ил.
31.г Лукницкий В. В. Тепловые электри-
ческие станции промышленных предприятий.
М., Госэнергоиздат, 1953. 472 с. с ил.
32. Магнитогидродинамический метод
получения электроэнергии. Под редакцией
В. А. Кириллина, А. Е. Шейндлина. М.,
«Энергия», 1968. 150 с.
33. Малишевский Н. А. Использование
морской воды в системах охлаждения элек-
тростанций. М., Госэнергоиздат, 1961. 200 с.
34. Маргулова Т. X. Атомные электриче-
ские станции. М., «Высшая школа», 1974.
360 с. с ил.
286

35. Мелентьев Л. А. Оптимизация
развития и управления больших систем
энергетики. М., «Высшая школа», 1976.
336 с. с ил.
36. Мелентьев Л. А., Стырикович М. А.,
Штейнгауз Е. О. Топливно-энергетический
баланс СССР. М.-Л., Госэнергоиздат, 1962.
208 с.
37. Мелентьев Л. А. Основные вопросы
промышленной теплоэнергетики. М., Госэнер-
гоиздат, 1954. 384 с. с ил.
38. Методика определения выхода и эко-
номической эффективности использования по-
бочных (вторичных) энергоресурсов. ГКНТ
СМ СССР, Академия наук СССР, Госплан
СССР, М., 1972.
39. Методика определения технико-эко-
номических показателей тепловых электро-
станций на отпущенную энергию. М., Госэнер-
гоиздат, 1962.
40. Нормы технологического проекти-
рования тепловых электрических станций
и тепловых сетей. М., «Энергия», 1974. 81 с.
41. Ольховский Г. Г. Парогазовые уста-
новки для полупиковых нагрузок. — «Тепло-
энергетика», 1973, № 8, с. 19—24.
42. Сидельковский Л. Н., Юренев В. Н.
Парогенераторные установки промышленных
предприятий. М., «Энергия», 1977. 139 с. с ил.
43. Попырин А. С. Комплексная опти-
мизация теплосиловых систем. М., «Наука»,
1976. 320 с. с ил.
44. Правила технической эксплуатации
электрических станций и сетей. М., «Энергия»,
1972. 225 с.
45. Промышленные тепловые электро-
станции под общ. редакцией Е. Я. Соколова.
М., «Энергия», 1967. 344 с. с ил.
46. Прузнер С. Л. Экономика теплоэнер-
гетики СССР. М., «Высшая школа», 1975.
318 с.
47. Ривкин С. Л. Термодинамические
свойства газов. М., «Энергия», 1973. 287 с.
48. Рихтер Л. А. Тепловые электриче-
ские станции и защита атмосферы. М., «Энер-
гия», 1975. 312 с. с ил.
49. Рыжкин В. Я- Тепловые электриче-
ские станции. М., «Энергия», 1976. 448 с.
50. Сазанов Б. В., Налобин Л. В. Расчет
тепловой схемы ГТУ. Изд-во МЭИ, 1973.
88 с.
51. Сазанов Б. В. Тепловые электриче-
ские станции. М., «Энергия», 1974, с. 223.
52. Сазанов Б. В., Албул Л. Н., Мель-
ников С. А., Шимченко П. Р. Расчет энерге-
тических показателей газотурбинных ТЭЦ.
М., Изд-во МЭИ, 1976. 53 с.
53. Сазанов Б. В., Златопольский А. Н.,
Прузнер С. А. К оценке экономической эффек-
тивности использования вторичных энерго-
ресурсов. — «Промышленная энергетика»,
1965, № 4, с. 12—16.
54. Сазанов Б. В. ГТУ как теплофика-
ционный агрегат. — «Теплоэнергетика», 1975,
№ 2, с. 24—28.
55. Сазанов Б. В., Иванов Г. В. Расчет
экономичности паротурбинных отопительных
ТЭЦ. — «Теплоэнергетика», 1973, № 5, с. 79—
83.
56. Савенко Ю. Н., Штейнгауз Е. О.
Энергетический баланс. М., «Энергия», 1971.
184 с.
57. Соколов Е. Я., Зингер Н. М. Струй-
ные аппараты. М., «Энергия», 1970. 288 с.
58. Соколов Е. Я. Теплофикация и тепло-
вые сети. М., «Энергия», 1975. 376 с.
59. Соколов Е. Я., Сазанов Б. В., Ива-
нов Г. В. — «Теплоэнергетика», 1975, № 12,
с. 12—16.
60. Справочник по объектам котлонад-
зора. Под общей редакцией И. А. Молчанова.
М., «Энергия», 1974. 439 с. с ил.
61. Степанов А. И. Центробежные и
осевые насосы. М., Машгиз, 1960. 462 с. с ил.
62. Стреман Л. С, Шарков А. Т., Тев-
лин С. Л. Тепловые и атомные электростан-
ции. М., Атомиздат, 1975. 496 с. с ил.
63. Тепловой расчет котельных агрегатов
(нормативный метод). М., «Энергия», 1973.
295 с.
64. Теплотехнический справочник. Под
общ. ред. В. Н. Юренева, П. Д. Лебедева.
М., «Энергия», т. 1, 1975, с. 743, т. 2, 1976,
с. 896.
65. Указания по расчету рассеивания
в атмосфере вредных веществ (пыли и сер-
нистого газа), содержащихся в выбросах
промышленных предприятий (СН 369-67).
М., Гидрометеоиздат, 1967.
66. Фогельгезанг Н. Я. Запорная арма-
тура на сверхкритическое давление. — «Элек-
трические станции», 1963, № 2, с. 17—20.
67. Черкасский В. М.» Романова Т. М.,
Кауль Р. А. Насосы, компрессоры, венти-
ляторы. М., «Энергия», 1968. 304 с. с ил.
68. Шнеэ Я. И., Капинос В. М., Кот-
ляр И. В. Газовые турбины. Ч. 1, изд. 2-е.
М., «Высшая школа», Киев, 1976, с. 295
с ил.
69. Щегляев А. В. Паровые турбины. М.,
«Энергия», 1976. 358 с. с ил.
70. Электрификация СССР. Под ред.
П. С. Непорожнего. М., «Энергия», 1970.
543 с.
71. Энергетика СССР в 1976—1980 гг.
Под ред. А. М. Некрасова и М. Г. Перву-
хина. М., «Энергия», 1977.
72. Юргенсон X. Я. Гибкость и проч-
ность трубопроводов. М., Госэнергоиздат,
1963. 216 с. с ил.
73. Рубинштейн Я. М., Щепетильни-
ков М. И. Расчет влияния изменений в тепло-
вой схеме на экономичность электростанции.
М., «Энергия», 1969. 223 с.

ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
А
Аварии на ТЭС 246
Автоматизация ТЭС 248—250
Автоматическая система управления „Ком-
плекс АСВТ" 249, 250
Активная поверхность водохранилища 165
АКЭС 265, 271
Анализ теплосиловых циклов 43
Арматура запорная 157
— контрольная 158
— предохранительная 157
— регулирующая 157
АТЭЦ 265, 269, 270
АЭС двухконтурные 265—271
— одноконтурные 265—270
— трехконтурные 265, 266
Б
Багерных и шламовых насосов характери-
стика 201
Баланс солевой реактора 271
— тепловой конденсатора 161
конденсатора-испарителя 75
пароводяного подогревателя 64
парогенератора АЭС 273
регенеративного подогревателя 43—44
— теплоносителя АЭС 271
— топливно-энергетический предприятия 207
Балансы тепловые для узлов тепловой схе-
мы 82—94
Брызгальный бассейн 171—173
Бункер сырого топлива 182, 183
Бункера щелевые 177, 178
В
Вагоноопрокидыватель 177—179
Весы автоматические конвейерные 182
Внутренние (вторичные) энергоресурсы про-
мышленных предприятий 207—211
Внутренний диаметр трубопровода 146
Вода как теплоноситель 54
Водный режим электростанции 67
Водогрейные котлы (см. Теплогенераторы)
Водозаборные устройства 163
Водохранилище-охладитель 164—166
Выбор основного оборудования ТЭЦ 216—232
Выброс суммарный вредных веществ из дымо-
вой трубы 198
Высота дымовой трубы 197—199
288
г
Газовое хозяйство 188
Генеральный план ТЭС 233—236
Гидромуфта 260, 263
Главное распределительное устройство ТЭС
234
Главный корпус ТЭС 234
— циркуляционный насос (ГЦН) 267
Глубина выгорания ядерного топлива 272
ГОЭЛРО план 37
Градирни 164, 166—171
— башенные капельные 166, 168
— вентиляторные 169, 170
— капельные 166, 168
— открытого типа 169
Градирни „сухие" 171
График потребления 244, 245
— тепловых нагрузок промышленного пред-
приятия 211—213
Грохот 181
Д
Давление избыточное 207
Двигатель авиационный турбовинтовой 111
— газотурбинный 100—128
Деаэратор 50, 57, 58, 60, 81, 82, 83, 224
— атмосферный 78
— вакуумный 78, 79
— пленочный 78
— термический 77, 78
Деаэрация термическая 50, 72, 77—79, 2н-
— химическая 79 222
Диаграмма режимов 25, 227—232
Доля возвращаемого потребителем конден-
сата 21
— золы и недожога в уносе 189
Дробилки 181—182
Дробление твердого топлива 181—183
Дымовые трубы ТЭЦ 197—200
Дымовых газов очистка 188—197
3
Забор воды 162
Закон Ген^ри 77
Запуск ПД 118
Золоуловители 188—197
— жалюзийные 192
— комбинированные 189, 197
— механические 189—192
— мокрые 189, 190, 192—195
И
Известкование воды 176
Изоляция тепловая трубопроводов 153—155

Испаритель вертикальный водотрубный 76
— газовый 76
— поверхностный 73
Испарительная установка многоступенчатая
74, 75
одноступенчатая 73—75
Источник водоснабжения 160
К
Капитальных затрат показатели 16, 17
Качество конденсата 72, 73
— питательной воды 68—72
Комбинированная выработка электроэнер-
гии ТЭЦ 20, 26, 27, 30—32
на внешнем тепловом потребле-
нии 27
Компенсатор линзовый 151, 152
— лирообразный 151, 152
— омегообразный 151, 152
— П-образный 151
— сальниковый 151, 152
Компоновка главного корпуса ТЭС 237—244
Конвейеры 180
Конденсатор турбины 161 — 165
Концентрация предельно допустимая вредных
веществ в атмосферном воздухе 199
у поверхности земли макси-
мальная разовая 198
Коррозия ванадиевая 119
— металла 68, 69
Котел-утилизатор 208—211
Коэффициент гидравлического трения 147
— готовности по времени 18
— запаса прочности металла трубопроводов
148
— изменения мощности 94, 97—100
— инжекции 58
— использования тепловой мощности 29
ГТУ 123
топлива на ТЭЦ 13
установленной мощности 16
— массовой растворимости 77
— местного сопротивления 147
— недовыработки мощности паром регене-
ративных отборов 43, 95, 96
— полезного действия АКЭС 271
брутто КЭС 38
внутренний абсолютный 97
относительный 21, 22, 47, 68, 97
гидромуфты 260
ГТД 103—109, ИЗ, 118, 122
золоуловителей 189, 194, 197, 198,
200
золоуловителя полный 189
золоуловителя фракционный 189
испарительной установки 75
КЭС 16
МГД генератора 276, 278
нагнетателя 254
парогазовой установки 129, 131,
132, 134, 136, 137
парогенераторов брутто 25, 47
по производству теплоты для внеш-
него потребления 13
электроэнергии на ТЭЦ 13
теплового потока на ТЭЦ 25
термический 21, 97
регенеративного цикла 35, 37
с промежуточным пере-
гревом 41, 46
Коэффициент полезного действия термиче-
ский цикла Карно 22, 38, 42
Ренкина 35, 38, 39, 42
термоэлектронного преобразователя
283
термоэлемента 281
топливных элементов 280, 281
ТЭС 47, 67
ТЭЦ по отпуску теплоты 258, 259
электроэнергии 258, 259
эксергический ТЭЦ 13
электромеханический 21, 26, 44, 47,
57
— работоспособности теплоты отбора 49
— регенерации 82
— температурного удлинения 150
— теплофикации 29, 124
коммунально-бытовой нагрузки 217
промышленной нагрузки 217
— технического использования по времени 18
— улавливания сернистых газов 190
— ценности теплоты 94—100, 120, 213
Кратность охлаждения конденсатора 161, 162
Крепежные изделия трубопроводов 156
Л
Магнитная муфта 260
Мазута обезвоживание 186
Мазутное хозяйство 184—187
Материал трубопроводов 142, 143
МГД генератор 275—278
Месторасположение ТЭС 232, 233
Метод ионного обмена 70
— коэффициента мощности 99—100
ценности теплоты 52, 94—100
— равномерного распределения подогрева
между ступенями 48
— расчета тепловой схемы ГТУ 112—119
Методы расчета работы газа газовой турбины
115—118
тепловой схемы ТЭС 81—84
Модель математическая энергоблока 250
Мокрые прутковые золоуловители ВТИ 194
Мощность ГТД 107, ПО, 112
— тепловая ГТУ 123
— электрическая турбин 31
Мощность электрическая турбогенератора 83
ТЭЦ 217
— установленная 11, 29, 32, 53
Н
Нагрев охлаждающей воды в конденсаторе 162
Надежность оборудования 18
— трубопроводов 145
Надстройка 52—53, 59
Напор циркуляционного насоса действитель-
ный 163
расчетный 163
Напряжения номинальные допускаемые ме-
таллов 148, 149
— сжатия (растяжения) в трубопроводе 150
Недоохлаждения величина 165
Номограмма Бермана и Перцева 169
О
Обессоливание химическое 72, 73
Обработка циркуляционной воды 174—177
Опорные конструкции трубопроводов 157
Опоры неподвижные трубопроводов 157
Остаточная деформация 144—145
Отпуск горячей воды 60—66
289

Отпуск пара из отборов турбин 55, 56
от парогенераторов 55
паропреобразовательных установок
55, 56
термокомпрессоров 55
— теплоты из отборов турбин 21—23, 29—31
— теплоты от ГТУ 120
пиковых котлов 23
Охладительные устройства 164
Очистка конденсата 72—73
П
Пар как теплоноситель 54
— утилизационный 213
Параметры пара конечные 42—43
начальные 37—42, 47, 52
Парогазовые установки 129
Парогенератор АЭС 265, 266, 273, 274
— высоконапорный 131, 132
— ГТЭЦ 121, 127
— КЭС 222—225
Паропреобразователь 56—58
Паропроводы вспомогательные 140
— главные 140
Пиковые ГТУ 140
Питательные насосы для энергоблоков 256
Плотность орошения 168
Площадка для ТЭС 233
Пневмошлакозолоудаление 203, 204
Подкисление воды 176
Подогреватель высокого давления 50
— низкого давления 50
— пароводяной вертикальный 61—63
горизонтальный 61, 63, 221
— поверхностный 50—52
— смешивающий 50—52, 61
Подтопка котла-утилизатора 211
Потери давления в трубопроводе 146
— конденсата 66
— пара 66
Потери питательной воды 66
Потребители теплоты промышленных ТЭЦ 54
Правила технической эксплуатации (ПТЭ)
246, 247, 250
Предел недоохлаждения 164
Преобразователи тиристорные 260
Привод механизмов собственных нужд 259
Привязанная конденсационная мощность 228
Пристройка 52
Продувка испарителя 75, 76
— парогенераторов 66, 67
— циркуляционной системы 176
Проектирование промышленной ТЭЦ 216
Производительность паропреобразователей 57
— системы шлакозолоудаления 200
Промежуточное охлаждение в цикле ГТД 104
Промежуточный перегрев газовый 42
пара 22, 29, 38, 40—43, 52
— подогрев в цикле ГТД 104
Прямое преобразование энергии 275—283
Р
Развитие промышленных электростанций
283—285
Разгрузочные устройства 177—180
Разогрев мазута 185
Растопочное мазутное хозяйство 184, 186, 187
Расход воды на ТЭС 161
— добавочной питательной воды 66, 67
— мазута суточный 184
290
Расход охлаждающей воды полный 162
— пара на конденсатор турбины 44
пароводяной подогреватель 64
турбину с регенеративными отбо-
рами 43—45, 51, 81, 83, 227, 228
ТЭЦ 24
— рабочего газа через ГТД 105—118
— теплоносителя АЭС 273
— теплоты на собственные нужды ТЭС 257,
258
— топлива в энергосистеме после над-
стройки 53
на КЭС 23
производство теплоты на ТЭЦ 13—.
16
электроэнергии на ТЭЦ 14—16
ТЭС 16, 20
ТЭЦ 20, 23—26
— условного топлива удельный среднегодо-
вой 16
— ядерного горючего на АЭС 272, 273
— электроэнергии на собственные нужды
по производству электроэнергии 254
Расчет на прочность трубопроводов 148—153
— принципиальной схемы ТЭС 84—89
— тепловой изоляции трубопроводов 154—155
схемы ТЭС 89—94
— трубопроводов гидравлический 146, 147
Расширение существующих электростанций 52
Реактор атомный 265, 267, 272
канальный (РБМК) 267, 269
на быстрых нейтронах 265—267
тепловых нейтронах (ВВЭР) 267—
269, 273
Регенеративные отборы 35, 36
Регенеративный подогрев питательной воды
43—53
— подогреватель 35, 36, 49—51, 74
Регенеративных отборов число 46—49
Регенерация теплоты 19
в цикле ГТД 103
Регулирование вентиляторов 264
— напора 263
Редукционно-охладительные установки 59—
61, 282
Режимная карта эксплуатации парогенера-
тора 252
Режимные характеристики ГТД 105—109
С
Санитарно-защитные зоны 188
Сварка автоматическая и полуавтоматическая
156
— электродуговая 156, 157
Себестоимость продукции ТЭС 16—18
Сепаратор магнитный 182
Система автоматической блокировки, контро-
ля и автоматики топливоподачи 183
— водоснабжения оборотная 164—172
прямоточная 162—164
— использования ВЭР 209—211
— пароснабжения 55, 56
Система теплоснабжения закрытая 61
открытая 61
— теплоэнергоснабжения предприятия 18—
19, 54
— топливоподачи 179—184
Системы водоснабжения промышленных элек-
тростанций 159—161
— технического морского водоснабжения 173,
174
Склады топлива расходные 183

Склады топлива резервные 183
Скорости среды в трубопроводах 147
Скорость дрейфа частиц золы 196
— ползучести 144
Скруббер центробежный ВТИ 193
Собственные нужды машинного зала 256, 257
парогенераторного цеха 255, 256
теплофикационной установки 257
ТЭС 252—265
Соединения трубопроводов сварные 155, 156
фланцевые 156
Сопло Лаваля 58
Способы обработки воды 70—79
Срок окупаемости установки по использо-
ванию ВЭР 219
Станции мазутонасосные 186
Степени обогащения ядерного топлива 273
— очистки золоуловителя 189
— регенерации ГТД 104
Стоимость замыкающего топлива 46
Ступенчатое испарение 67
Ступенчатый подогрев сетевой воды 24, 47,
60, 221
Схема газотурбинной установки 101
— ГТД двухвальная 108, 109
замкнутая 109—111
одновальная 106—109
— ГТУ с авиационными ГТД 111
— ионитовых установок 71
— надстройки ТЭС 53
— ПГУ 129, 130
— ПГУ с высоконапорным пароперегрева-
телем 130, 131
полной надстройкой 133
— принципиальная тепловая ТЭС 80—89
— ПТУ 35—37
— тепловая ТЭС 80—100
— трубопроводных связей 145—146
— управления ТЭС 247
Схемы МГД установок 277
— регенеративного подогрева питательной
воды 50—52
— с топливными элементами 280
— технического водоснабжения промышлен-
ной ТЭС 161
Т
Температура охлаждающей воды 42
— питательной воды оптимальная 46—48
— уходящих газов 46—48
ПГУ 124
Температурное удлинение трубопроводов
150—153
Температурный интервал регенеративного по-
догрева питательной воды 48
Температурный напор в подогревателе 49,
50, 57
теплообменнике 65, 74
Тепловая нагрузка ТЭЦ 21:4, 215
— схема промышленного предприятия 205
— экономичность АЭС 271—273
КЭС 16, 17
турбоустановки 83
ТЭЦ 13—16, 21, 61
Тепловые схемы АЭС 267—270
Теплогенераторы 60, 61, 65, 66, 69, 221
Теплоносители АЭС 265, 267
Теплофикационные ПГУ 137—140
Теплофикационный пучок 61
Теплофикация 8, 19, 66, 121
Термокомпрессор 58
Термоэлектрические преобразователи энер-
гии 281, 282
Термоэлектронный преобразователь энергии
282, 283
Технико-экономические показатели ТЭС 16-—.
18
ТЭЦ 258, 259
Топлива для ГТД 118, 119
— твердого транспорт 177—180
Топливное хозяйство при жидком и газо-
образном топливе 184—188
твердом топливе 177—184
Топливные ресурсы СССР 9
— элементы 279, 280
Топливный баланс СССР 9—10
Транспортеры 180
Труба Вентури 194, 195
Трубопроводов категории 141
Трубопроводы электростанций 140—159
Турбина газовая 102—140
— конденсационная 56
Турбины АЭС 274, 275
— паровые теплофикационные стационарные
218
— с противодавлением 56
У
Удельная выработка электроэнергии на теп-
ловом потреблении 21, 22, 24, 34
— комбинированная выработка электроэнер-
гии на ТЭ внешнем тепловом потреблении 21
— полезная работа ГТД 107, 113
— работа компрессора ГТД 104, 105, 112—115
турбины ГТД 104, 105, 112—115
Удельный отпуск теплоты внешним потре-
бителем 31
— расход условного топлива 16, 17, 23—27,
38
Условный предел ползучести 144
Установка сухого тушения кокса 209
Утилизационные теплообменники ГТЭЦ 126
Утилизация тепловых отходов 81
Ф
Формула Гриневецкого В. И. 227
— Мелентьева Л. А. 26
— Рубинштейна 95
— Шифринсона 147
Фосфатирование воды 176, 177
X
Характеристики прочностные трубопровод-
ных сталей 142—145
— стационарных ГТУ 139
— теплоизоляционных материалов 155
— энергетические оборудования промышлен-
ных электростанций 225—232
Химводоочистка 234
Хранение мазута 186, 187
— твердого топлива 183—184
ц
Цена условного топлива 17—18
Цикл Брайтона 102
— газотурбинный 101—103, 120
— Карно 38, 39, 42, 46
— МГД установок термодинамический 276,
277
— регенеративный 35, 36, 43, 44
— Ренкина 20, 36, 38, 39, 41, 43, 46
291

Циклоны 190—192
— батарейные 190—192
— НИИОГАЗ 190, 191
— ЦКТИ 190, 191
Циркуляционная насосная 234
Циркуляционный насос 163
Ч
Число часов использования установленной
мощности 16
Ш
Шлакозолоудаление 200—204
— гидравлическое 200—203
Штатный коэффициент 16
Э
Экономическая эффективность ТЭЦ 13 '
Экономия приведенных затрат на ТЭЦ 32
— теплоты в цикле относительная 43
от регенерации в цикле относительная
44—46
— топлива 13
на ТЭЦ 19—26, 30—34, 41, 49, 53,
20, 122, 137, 219
Эксплуатация ТЭС 246—248
Электрификация 7—8
Электрические станции 10
атомные 10, 31, 265—274
газотурбинные 11, 120—140
конденсационные 10
паротурбинные 11, 80—100
промышленные 11
с двигателями внутреннего сгорания 11
тепловые 10
Электрод коронирующий 195
— осадительный 195
Электронные вычислительные машины (ЭВМ)
16, 47, 80, 81—83, 250
Электрофильтры 189, 195—197
Энергетические ресурсы 8—10
мира 9
— системы (энергосистемы) 7, 8, 19,
244
— характеристики паровых турбин 225
Энергоресурсы горючие 207
— тепловые 207
Энергохозяйство промышленных предприятий
204—207
Эффективность капиталовложений 18
— КЭС 20
— проектируемых ТЭЦ 24—29
— ТЭЦ 16, 20—24
— энергетическая ПГУ 131

ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие 3
Условные обозначения 5
Глава первая. Характеристика энергетики СССР 7
1-1. Электрификация и ее развитие в СССР 7
1-2. Энергетические ресурсы и топливный баланс 8
1-3. Классификация электрических станций 10
1-4. Характеристика промышленных электростанций 11
1-5. Технико-экономические показатели ТЭС . 12
Глава вторая. Комбинированное производство теплоты и электроэнергии 18
2-1. Системы снабжения промпредприятий теплотой и электроэнергией 18
2-2. Источники экономии топлива при комбинированном производстве теплоты
и электроэнергии 19
2-3. Расчет экономии топлива на действующих ТЭЦ 23
2-4. Расчет энергетической эффективности проектируемых ТЭЦ 24
2-5. Коэффициент теплофикации 29
Глава третья. Принципиальные схемы, начальные параметры, промежуточ-
ный перегрев и система регенерации ПТУ 35
3-1. Принципиальные схемы ПТУ 35
3-2. Начальные параметры пара 37
3-3. Промежуточный перегрев пара 40
3-4. Конечные параметры пара в цикле 42
3-5. Регенеративный подогрев питательной воды на паротурбинной электро-
станции 43
3-6. Распределение регенеративного подогрева питательной воды по ступеням 47
3-7. Выбор оптимальных температурных напоров в регенеративных подогре-
вателях 49
3-8. Системы регенеративного подогрева питательной воды 50
3-9. Пристройки и надстройки существующих станций 52
Глава четвертая. Отпуск теплоты и восполнение потерь конденсата на
электростанциях 54
4-1. Характеристика потребителей теплоты 54
4-2. Системы теплоснабжения 54
4-3. Отпуск пара 55
4-4. Отпуск горячей воды 60
4-5. Водогрейные котлы (теплогенераторы) 65
4-6. Потери пара и конденсата • 66
4-7. Требования к питательной воде парогенераторов, паропреобразователей,
испарителей и добавочной воде тепловой сети 67
4-8. Способы подготовки воды 70
Глава пятая. Тепловые схемы паротурбинных электростанций и их расчет 80
5-1. Тепловая схема ТЭС 80
5-2. Методика расчета принципиальной тепловой схемы 81
5-3. Пример расчета тепловой схемы станции с турбинами ПТ-135/165-130/15 84
293

5-4. Пример расчета тепловой схемы станции с турбинами Т-100-130 89
5-5. Анализ тепловых схем паротурбинных установок методом коэффициента
ценности и коэффициента изменения мощности 94
Глава шестая. Тепловые схемы, типы и характеристики газотурбинных
установок 100
6-1. Технологическая и тепловая схемы газотурбинной установки 100
6-2. Регенерация теплоты, промежуточное охлаждение и промежуточный
подогрев рабочего газа ЮЗ
6-3. Режимные характеристики ГТД 105
6-4. ГТУ по замкнутой схеме и с авиационными ГТД 109
6-5. Задачи и общая методика расчета тепловой схемы ГТУ 112
6-6. Запуск ГТД, требования к топливу 118
Глава седьмая. Теплофикационные ГТУ и парогазовые установки 120
7-1. Особенности отпуска теплоты от ГТУ 120
7-2. Определение экономии топлива теплофикационной ГТУ, выбор схемы
и оборудования установок 122
7-3. Общая характеристика парогазовых установок 129
7-4. ПГУ с высоконапорным парогенератором 131
7-5. ПГУ с обычным парогенератором 132
7-6. ПГУ с полной надстройкой цикла '. . 135
7-7. Теплофикационные ПГУ 137
Глава восьмая. Трубопроводы электростанций 140
8-1. Назначение трубопроводов и общие требования, предъявляемые к ним 140
8-2. Материал трубопроводов 142
8-3. Контроль за металлом трубопроводов 142
8-4. Схемы и системы трубопроводных связей 145
8-5. Гидравлический расчет трубопроводов 146
8-6. Расчет на прочность и тепловые удлинения трубопроводов 148
8-7. Тепловая изоляция трубопроводов 153
8-8. Соединения трубопроводов, опорные конструкции и арматура 155
Глава девятая. Техническое водоснабжение тепловых электростанций ... 159
9-1. Системы водоснабжения промышленных электростанций и их особенности 159
9-2. Расход воды на тепловых электростанциях 161
9-3. Прямоточная система водоснабжения 162
9-4. Оборотная система водоснабжения 164
9-5. Особенности работы систем технического морского водоснабжения .... 172
9-6. Обработка циркуляционной воды и методы борьбы с загрязнением конден-
саторов турбин 174
Глава десятая. Топливоснабжение, очистка дымовых газов, шлакозолоудаление 177
10-1. Топливоснабжение при твердом топливе 177
10-2. Топливоснабжение при жидком и газообразном топливе 184
10-3. Очистка дымовых газов 188
10-4. Дымовые трубы ТЭЦ 197
10-5. Шлакозолоудаление 200
Глава одиннадцатая. ТЭЦ и энергохозяйство промышленных предприятий 204
11-1. Общая характеристика энергохозяйства промышленных предприятий . . . 204
11-2. Внутренние энергоресурсы промышленных предприятий 207
11-3. Графики тепловых нагрузок промышленных предприятий 211
11-4. Работа ТЭЦ как элемента тепловой схемы завода 213
Глава двенадцатая. Выбор основного оборудования промышленных ТЭЦ 216
12-1. Общие положения 216
12-2. Предварительная оценка электрической мощности ТЭЦ 217
12-3. Выбор типа и числа турбин для ТЭЦ 217
12-4. Выбор типа и производительности теплофикационных подогревателей и
насосов ТЭЦ 221
12-5. Выбор типа и числа парогенераторов 222
12-6. Энергетические характеристики основного оборудования промышленных
паротурбинных электростанций 225
294

Глава тринадцатая. Генеральный план и компоновка главного корпуса
электростанций 232
13-1. Расположение и генеральный план электростанций 232
13-2. Компоновка главного корпуса электростанции 237
Глава четырнадцатая. Режим работы, организация эксплуатации и
автоматизация промышленных электростанций 244
14-1. Режим работы, графики нагрузки и их влияние на работу электростанции 244
14-2. Организация эксплуатации 246
14-3. Автоматизация тепловых электростанций 248
14-4. Технический учет, планирование, наладка режимов 251
Глава пятнадцатая. Собственные нужды электростанций 252
15-1. Собственные нужды и их распределение 252
15-2. Расход электроэнергии на собственные нужды отдельных цехов 255
15-3. Потребление теплоты на собственные нужды электростанций 257
15-4. Расчет показателей ТЭЦ с учетом собственных нужд 258
15-5. Выбор типа привода вспомогательных механизмов электростанции .... 259
15-6. Основные пути снижения расхода на собственные нужды 262
Глава шестнадцатая. Атомные электростанции. Прямое преобразование
энергий. Перспективы развития промышленных электростанций 265
16-1. Атомные электростанции 265
16-2. Прямое преобразование энергии 275
16-3. Направление развития промышленных электростанций 283
Список литературы 286
Предметный указатель • 288

МИХАИЛ ИВАНОВИЧ БАЖЕНОВ
АЛЕКСАНДР СЕРГЕЕВИЧ БОГОРОДСКИЙ
БОРИС ВИКТОРОВИЧ САЗАНОВ
ВЛАДИМИР НИКОЛАЕВИЧ ЮРЕНЕВ
ПРОМЫШЛЕННЫЕ ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Редактор В. Я. Гиршфельд
Редактор издательства Н. М. Пеунова
Переплет художника Н. П. Стрельцова
Технический редактор Т. А. Маслова
Корректор 3. Б. Драновская
ИБ № 1267
Сдано в набор 21.04.78. Подписано к печати 26.10.78. Т-19924. Формат
70X108716. Бумага типографская № 2. Гари, шрифта литературная.
Печать высокая. Усл. печ. л. 25,90. Уч.-изд. л. 27.05 Тираж № 000 экз.
Заказ № 860 Цена 1 р. 50 к.
Издательство «Энергия», 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10.
Набрано в ордена Октябрьской Революции, ордена Трудового Крас-
ного Знамени Ленинградском производственно-техническом объединении
«Печатный Двор» имени А. М. Горького«Союзполиграфпрома»при Го-
сударственном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и
книжной торговли. 197136, Ленинград, П-136, Гатчинская ул., 26.
Отпечатано с матриц во Владимирской типографии «Союзполиграф-
прома» при Государственном комитете СССР по делам издательств,
полиграфии и книжной торговли. 600000, г. Владимир, Октябрьский
проспект, д. 7.