close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

3820 girshfeld v. ya. morozov g. n teplovie elektricheskie stancii

код для вставкиСкачать
7
ш
ТЕПЛОВЫЕ
ж л ш Ш
я
Ж
Л
/И
'г - ж
I
/
чш
я ш
сш
ШШ;
' Щ
&Щ;Ш
ШШж1'|ЙЙ 1*&ШШе
III
шШ
Щ
т
тшШл
«.щ *$«Ш »1
ии
•
177. •VV■ •Шет#Ш$Шй ш » х<«
•
*
*
«
*
* «€
'
<
к
4
* »
*
г
Ш
г
ш
ш
А
.
к
?
м
лг^*
Я В
1 •
I
*
Ж
. *
* • Ж •
Ж
Ж
ш
Ж
л Ж
1П 1 Ж
г ж
^ 1
1
ГГЯЖЯ
К *С Я
VI»!»
г‘
Т.*I/##
Л'/|!г;Г11’
■
,Е*/V>//.
г,
•
ДНИ
•лИ*.Г№*]ЯМ
у <>№91
ШюттЕШШКЕУШадмя
1» *■»!<*1' Ж
#-.* Ш
1*I *У>1
1 ш 1 ./|К
Я Ш1Ш И1И И н
• ' . •
г Ш я т гш Л л л \
»Л‘Л,11У?!•’ \./’’
/1ПА/у Ш Ш
в. Я. Г И Р Ш Ф Е Л Ь Д , Г. Н. М О РО ЗО В
в
ТЕПЛОВЫЕ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ
СТАНЦИИ
6ПЧ 1 1 2
Г 51
У Д К 621.311.22(075.8)
29а
П
с)
Гиршфельд В. Я. и Морозов Г. Н.
Тепловые электрические станции. Учебник для
Г 51
учащихся техникумов. М., «Энергия», 1973.
240 с. с ил.
В книге изложены теоретические основы проектирования и эксплуа­
тации тепловых электростанций. Детально разобраны конденсационные
электростанции, причем основное внимание уделено современным блоч­
ным установкам.
_________
•
Отдельно рассматриваются теплоэлектроцентрали и режимы их рабо­
ты, а также системы теплоснабжения и тепловые сети.
Книга предназначена в качестве учебника для учащихся энергети­
ческих и энергостроительных техникумов по специальностям «Котель­
ные и паротурбинные установки» и «Монтаж теплоэнергетического обо­
рудования электростанций».
Г
0332-287
- 7-73
0 5 1 (0 1 )7 3
тельство «Энергия», 1973 г.
П Р Е Д И С Л ОВИЕ
к м .К^ „ Г0 :
1е
";™ “ * „ ” 3 ° " * « в» - . ■ котором излагаются теоретичес-
станций, базируется на знания* пп™УЯТаЦИИ тепловых электрических
ретические основы т е п л о т е х н и к и * ^ енных ПРИ изучении курсов «Теозовые турбины».
теплотехники». «Парогенераторы», «Паровые и га­
ге не за тр а гивалея * С юд а°отн'осятс я**ШИХ В другие КУРСЫ. в Данной книливания, золоудаления.
вопросы топливоподачи, золоулавтепловых* схемМд™ш
°°
вл ен ию и Расчету принципиальных
и Режимов частичных Н а г р у з о к у ^ ц Инальных Режимов, так
Да КПСС попятилетнеС
му п л а Т у ^ * истоРических Директив XXIV съез1975 гг. Поэтому пои изложрнн» .
народного хозяйства в 1971зать учащимся рациональные пути ' атериала автоРы стремились пока­
ленных Директивами перед
К ? 3" ДИ° ЗНЫХ 3аДач’ постав'
вопросам надежности и экономичности Л яртгп Ш° С внимание УДелено
комически оправданных технических р е ш ^ и й
°Д К ВЫб° РУ эко'
При написании книги авторы р у к о в о д с т в о в а л и с ь г п г т
физических величин, причем лавленир д^твовались ГОСТ на единицы
меряются в ньютонах на квадратный м е т Г Ш /м »” ? ? 8 НапРяжение И3‘
как давление, равное одному паскалю чпр! пм в
паскаль). Так
используется мегапаскаль: У\
Ш" 1 !!" ? ' “ У з н и к е
при маркировке оборудования, а также в ГОГТ ля»»
' ПосколькУ
в кгс/см , в отдельных случаях в книге ппип? п давление указывалось
“ I
к для
эксп л уа -
1Д80ввые
м блеяих рабо*
ягргета-
сЦотелкэго обо-
6П2.2.
к Х " , еРэ 2 и я а ГтКепл°„0' ' 30 " а
жается в джоулях (Д ж ) „ к и л ^ д а о у Т Г а д ж ) Я
Г
" 1 выра‘
больших
количеств
ч
и
р
^
п
П
5
„»п2,..
(КДЖ).
В
то
же
время
для
количест
электроэнергии
1 к В т ч з 600 кД ж .
используется
киловатт-час:
Авторы выражают благодарность пппЖ к а г»
зирование плана-проспекта учебника прсиЪ г К „ жкину 33 Р®«ей?
за пр/г
аХ° Ву 33 РецеНзиРование, канд ^ е х н н а у к ^ р 3'1 * И ИНЖза редактирование рукописи.
У
Е- Куликову
В. Я. Гиршфельдом написаны гл 1 5__7 11
г и и - гл. 2—4, 8— 10, 14— 17 и § 1 -3.
’ ’
13>г • Н. Морозовым
Авторы
Г ла ва первая
ПРОИЗВОДСТВО И ПОТРЕБЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
1-1. МАСШТАБЫ П О ТРЕБЛ ЕН И Я И ПРОИЗВОДСТВА
Э Л ЕК ТРО Э Н ЕРГИ И
Ш М Я З ш Я стРаны является основой развития наводного ™
ность Показателем
электРоэнеР ™ является яромышленность. показателем потребления электроэнергии в промышленности я и
■
В
И
Н
М
Н
означающая Г „ ч е “ о з“ ектротывать ’т *—
ИСЯ На ОДНОГО Рабочего 8
этом надо учидукции.
У Расходов электроэнергии на единицу.про-
ВЯм!
В В
ностиСтоулаКТрогг°п 1 Же«НОСТЙ является основой роста производительрежает рост о ^ъ ем Г п п п
ИЯ эле„ктРоэнеР™и промышленностью опеШ у м ы ш л е н н о й
продукции, так как непрерывно
масштабов электрификации силовых процессов уве-
■
■
■
В
й е М В З
~
к т п л УКЛ° НН° Расгет бытовое потребление электроэнергии не только
в городах, но и в сельской местности Т а к й | о ? п г
только
ниг
в
городах
возросло
на
Ш
В
Н
И
В
В
970
Г’
бытовое
потребле__
^ *
'Эрисло на У /о, В СвЛЬСКОИ МбСТНОСТИ__ыя 1Л0/ п лл_
ции, что характеризуется табл. 1 - 1 .
щ
злектростан-
Установленная мощность и выработка электроэнергии на электростанций СССР ^
Наименование
1975 (план)
Производство
электро­
энергии, млрд. кВт-ч .
Установленная
мощность электростанций,
млн. кВт . .
1 По плану на 9-ю пятилетку.
1 030— 1 070
Быстрый рост электроэнергетики характерен для всех развитых
стран мира, однако наиболее высокие темпы роста имеют место в
СССР и других социалистических странах.
гпг
* тение электроэнергии в^ мире, Европе, СССР и США характеризуется данными специальной комиссии ООН, приведенными в
табл. 1-2 .
По производству электроэнергии СССР занимает второе место в мире после
ппгла США. Потребление электроэнергии на душу населения в
СССР в 1968 г. превосходи­
ло соответствующий п о каза­
Т а б л и ц а 1-2
тель
для
Европы
(без
С С С Р).
Валовое потребление электроэнергии в мире
Европе, СССР и США
Столь большие успехи в
развитии отечественной эле­
мл рд.
Годы
ктроэнергетики были предо­
к В т -ч /ч е л
кВт ч
пределены тем, что еще в пе­
рвые годы после революции
Весь мир
1955
1545
575
Коммунистическая
партия
1965
3350
1017
под руководством Ленина
1967
3864
1130
1968
наметила
широкую прог­
4160
1196
рамму электрификации стр а­
ны. Ленинский план ГОЭЛЕвропа
1955
449
1035
РО ЯВИЛСЯ первым в исто(без СССР)
1965
967
2031
рии человечества единым
1967
1092
2254
планом развития хозяйства
1968
1174
2399
на основе электрификации.
В. И. Ленин назвал этот
СССР
1955
170
867
план второй программой
1965
505
2191
партии.
1967
586
2487
Широко известна ленин­
1968
647
2600
ская
формула:
«Комму­
низм — это есть Советская
США
1955
633
3815
власть плюс электрификация
1965
1157
5948
всей страны». По плану
1967
1314
6600
Г О Э Л Р О в течение 10— 15
1968
1400
6950
лет надо было построить
30 новых районных электро­
станций общей мощностью 1,750 ^ млн. кВт. П лан Г О Э Л Р О Пыл
перевыполнен: за 15 лет было введено 4,5 млн. кВт.
сновные положения, залож енны е в ленинском плане Г О Э Л Р О и
Глявнк,рЯВЛЯЮТСЯ напРав л я ю шими в развитии электрификации страны
Г—
, Г ЭТИХ ПОЛОжении предусматриваю т опереж аю щ ие темпы раз-'
вития электроэнергетики, повышение единичной мощности агрегатов
централизацию производства электроэнергии и шиГ Оео
~
0ВаН" е местных топливных и водноэнергетических ресурС Г Г 1? а ™
основных направлений развития электроэнергетики
^±п
ЯВЛТ СЯ создание Районных энергосистем, укрупнение их и по
стеленное формирование Единой энергетической системы страны н а­
чало которому было положено сооружением мощных В олж ских ’ГЭС
г Г : : Л МеКТрОПереДачи <Л Э П » « " и х н а п р я ж е н и е м 500 кВ С о з д а м
Единая энергосистема европейской части С С С Р, в которую входят п л !
единенные энергосистемы Ц ентра Юга Упяля Г п в п и о \ ВХ°ДДТ о б ъ *
сГ за
ных районах, повышает
облегчает прохождение н о ч н ^ 'п р о в а ™ „ Г р « к и ° ВаННЯ ГНДРо с т а »“ " й.
В последние годы осуществлено объединение энергосистем Совет­
ского Союза и социалистических стран (Венгрии, Польши, Румынии,
Чехословакии, Болгарии).
1-2. Т ИПЫ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
В электроэнергетике нашей страны решающая роль принадлежит
тепловым электростанциям (ТЭС), которые дают более 80% всей вы­
работки электроэнергии. По типу' двигателей различают ТЭС газотур­
бинные и паротурбинные. Электростанции с газотурбинными установка­
ми (ГТУ) могут найти применение в качестве п и к о в ы х , т. е. предна­
значенных для работы исключительно в часы максимума электрической
нагрузки (3—6 ч в сугки). Основным типом ТЭС являются паротурбин-
Рис. 1-1. Технологическая схема паротурбинной электростанции на минеральном топливе.
ные электростанции, которые могут работать на любом топливе, иметь
весьма большую мощность и сооружаться там, где есть потребность в
электроэнергии.
На рис. 1-1 приведена т е х н о л о г и ч е с к а я с х е м а паротурбин*ной электростанции на минеральном топливе.
^
Доставка твердого топлива осуществляется по железной дороге в
специальных полувагонах. Вагон поступает в разгрузочное устройст­
во — вагоноопрокидыватель /, где содержащийся в нем уголь высыпа­
ется в приемный бункер 2, из которого поступает на ленточный транс­
портер. В зимнее время вагоны со смерзшимся углем предварительно
подают в размораживающий сарай. По транспортеру уголь попадает
в узел пересыпки 3, из которого транспортерами может либо направ­
ляться на угольный склад 4, либо через дробильное отделение 5 в бун­
кера сырого угля котельной 6. В последние можно подавать уголь так­
же со склада. Весь этот топливный тракт вместе с угольным складом
относится к системе т о п л и в о п о д а ч и . В системе топливоподачи пре­
дусматриваются весы для взвешивания поступающего в котельное от­
деление угля.
Размол дробленого угля осуществляется в мельнице 7 с непосредст­
венным вдуванием пылевоздушной смеси через горелки в топку. Пред­
варительно подогретый в воздухоподогревателе 8 воздух, который на­
гнетается дутьевым вентилятором 9, подается частично в мельницу (пер­
вичный воздух) и частично — непосредственно к горелкам (вторичный
воздух).
>
Работающие на угольной пыли котлы обязательно имеют такж е растопочное топливо, чаще всего
это мазут. М азут доставляется в ж елез нодорожных цистернах II), в которых он перед сливом разогревается
паром. Разогретый мазут сливается по обогреваемому межрельсовому
лотку 11 в приемный резервуар 12* из которого перекачивающим насо­
сом 13 подается в основной резервуар 14. Насосом первого подъема 15
мазут прокачивается через паровые подогреватели 16, после которых
насосом второго подъема 17 подается к мазутным форсункам. Растопоч­
ным топливом может быть такж е природный газ, поступающий из газо­
провода через газорегулировочный пункт 18 в котельную.
На ТЭС, сжигающих газомазутное топливо, топливное хозяйство
значительно упрощается по сравнению с пылеугольными Т
ют з о л о у л а ввлл ии вв аа ннийее и ш л а к о з о л о у д а л е н и е .
Зола сожженного в котле 19 топлива частично вытекает : виде ж и д ­
кого ш лака через летку пода топки, а частично уносится дымовыми га­
зами из котла, улавливается затем в электрофильтре 20 и собирается
в бункерах летучей золы. Посредством смывных устройств ш лак и л е ­
тучая зола подаются в самотечные каналы гидрозолоудаления 21 , из
которых гидрозолош лаковая смесь, пройдя предварительно металлоуловитель и шлакодробилку, поступает в багерный насос 22 , транспорти­
рующий ее по золопровоДам на золоотвал.
Помимо распространенной системы г и д р о з о л о у д а л е н и я нахо­
дит применение п н е в м о з о л о у д а л е н и е , при котором оставш аяся
несмоченной зола может использоваться для приготовления строитель­
ных материалов.
Очищенные от золы дымовые газы дымососом 23 подаются в ды м о­
вую трубу 24. В случае работы котлов под наддувом необходимость ус­
тановки дымососов отпадает.
Перегретый пар из выходного коллектора пароперегревателя по пасвежего пара 25 поступает в цилиндр высокого давления
( Ц В Д ) паровой турбины 26а. После Ц В Д пар по «холодному» паропро­
воду промежуточного перегрева 27 возвращ ается в котельный агрегат
и поступает в промежуточный пароперегреватель 28 , в котором перегре­
вается вновь до температуры свежего пара или близкой к ней. По «го­
рячей» линии промежуточного перегрева 27а пар поступает к цилиндру среднего давления 266 , затем в цилиндр низкого давления 26в и из
него
в конденсатор турбины 29. Конденсат из конденсаторов конденсатным насосом первой ступени 30 подается на фильтры установки очи- •
стки конденсата 31 , после которой конденсатным насосом второй сту­
пени 32 перекачивается через группу подогревателей низкого давления
оо в деаэратор 34.
В деаэраторе вода доводится до кипения и при этом освобож дается
от растворенных в ней агрессивных газов — 0 2 и С 0 2, что способствует
предотвращению коррозии в пароводяном тракте. Д еаэр и р о в ан н ая пи­
тательная вода из аккумуляторного бака д еаэр ато р а питательным н асо­
сом бо подается через группу подогревателей высокого давления 36 в
водяной экономайзер
экономайзео 37. Тем■ самым зам ы кается
п а р о в о д я ной
т р а к т ТЭС, включающий в себя основные агрегаты — котельный
и
Я
1Н
Н
Н
Н
Н
Н
Н
Н
Н
Н
Н
Н
Н
Н
Н
Н
1
Пароводяной тракт ТЭС является самым слож ны м и ответственным
ибо в этом тракте имеют место наиболее высокие температуры металпиппмппйа?Лее в“ сокие давления пара и воды. Д л я обеспечения ф унк­
ционирования пароводяного тракта необходимы еще с и с т е м а п р и ­
готовления и подачи добавочной
в о д ы д л я восполнения
потерь рабочего тела и с и с т е м а
восполнения
— ,
технического
водоснаб*
гт«лЯа»
ДЛЯ подачи охлаж даю щ ей воды в конденсатор турбины
Д обавочн ая вода может быть получена в результате
химической
очистки сырой воды, осуществляемой
специальных
ионообменных
фильтрах химводоочистки 38. Из бака обессоленной воды 39 добавоч­
ная вода насосом подается в конденсатор турбины.
Охлаждающая вода прокачивается через трубки конденсатора цир­
куляционным насосом 40 и затем поступает в башенный охладитель
(градирню) 41, где за счет испарения с поверхности охлаждается на­
столько, насколько она подогрелась в конденсаторе. Имеющиеся при
этом потери воды с выпаром приходится восполнять из источника тех­
нического водоснабжения ТЭС.
Электрический генератор 42, вращаемый паровой турбиной, выра­
батывает переменный электрический ток, который через повысительный
Рис. 1-2. Технологическая
схема
паротурбинной
горючем.
электростанции
на
ядерном
трансформатор 43 идет на сборные шины 44 открытого распределитель­
ного устройства (ОРУ) ТЭС. К выводам генератора через трансформа­
тор собственных нужд 45 присоединены такж е шины собственного рас­
хода 46. Все эти элементы относятся к электрической части ТЭС.
Таким образом, описанная технологическая схема ТЭС представля­
ет собой сложный комплекс взаимосвязанных трактов и систем:
1 ) топливный тракт;
2 ) система пылеприготовления;
3) газовоздушный тракт;
4) шлакозолоудаление;
5) пароводяной тракт;
6) электрическая частЦ
7) система приготовления добавочной воды;
8) система водоснабжения.
На рис. 1-2 приведена схема паротурбинной электростанции н е я д е р ­
ном горючем, т.е. атомной электростанции (АЭС). На схеме изображе­
на двухконтурная АЭС с водо-водяным реактором на тепловых нейтро­
нах. Н а АЭС этого типа в парогенераторах вырабатывается насыщен­
ный пар, что приводит к применению паровых турбин, работающих на
насыщенном паре с промежуточным паровым перегревом.
Пунктиром на рис. 1-2 отделена подверженная радиоактивности
часть, включающая в себя первичный контур. Д ля защиты обслужива­
ющего персонала АЭС от облучения атомный реактор, его вспомога­
тельные установки, а такж е парогенераторы заключены в ограждения
из специального бетона, которые носят название б и о л о г и ч е с к о й
з а щ и т ы . Д л я обеспечения санитарных норм допустимой концентра­
ции радиоактивных примесей в воздухе необслуж иваемых (о б сл у ж и ва­
емых только в период ремонта) и полуобслуж иваемы х помещений на
АЭС существует специальная технологическая вентиляция.
Вторичный
к о н т у р АЭС принципиально не отличается от
обычных ТЭС и вклю чает в себя пароводяной тракт, системы водоснаб­
ж ения и приготовления добавочной воды, электрическую часть.
П арогенераторы АЭС — это теплообменники с конвективными по­
верхностями нагрева: один тип их подобен котлам -утилизаторам на от­
ходящих газах печей, другой подобен испарителям. Следовательно, г а ­
зовоздушный тракт, включающий в себя на обычных ТЭС тягодутье­
вые машины, воздуховоды, газоходы, золоуловители и дымовые трубы,
на АЭС отсутствует.
■
Топливный тр акт АЭС принципиально отличается от топливного
тракта ТЭС на минеральном топливе. Ядерное горючее доставляется
на АЭС в виде топливных элементов в специальных транспортны х кон­
тейнерах. Топливные элементы поступают на скл ад ядерного горючего
1. З а гр у зк а топливных элементов в реактор и вы грузка выгоревш их
элементов осущ ествляются периодически при остановленном р е а к ­
торе.
С веж ие топливные элементы через испытательное помещение 2 по­
даю тся к загрузочно-разгрузочной маш ине 3, осущ ествляю щ ей загр у зк у
их в реактор 4, а т ак ж е вы грузку выгоревш их элементов. П осредст­
вом транспортирующ ей установки 5 выгоревш ие топливные элементы
подаю тся в бассейн д л я охлаж дени я и вы держ ки 6. В бассейне о х л а ж ­
дения и вы держ ки, заполненном обессоленной водой, топливные эл е­
менты вы держ иваю тся в течение 3— 4 мес. Транспортировка элементов
из бассейна охлаж дения на радиохимические заводы производится в
специальных контейнерах, имеющих систему охлаж ден и я и биологичес­
кую защ иту. П ри массе топливных элементов 3— 4 т м асса такого кон­
тейнера составляет 50 т. Описанные перемещ ения ядерного горючего
требую т тщ ательно разработан н ы х програм м ы и системы контроля,
позволяю щ их следить за каж д ы м отдельным топливным элементом.
Д л я реакторов, работаю щ их на природном уране, применяется си ­
стема с непрерывной сменой ядерного горючего.
В первичном контуре теплоноситель (вода) прокачивается цирку­
ляционным насосом 7 через реактор 4 и парогенератор 8.
П о назначению ТЭС делятся на электростанции общ его п о л ьзо в а­
ния, которые отдаю т электроэнергию в сеть д л я распределения м еж ду
потребителями, и промыш ленные и ком м унальны е электростанции, пред­
назначенны е д л я снабж ения теплом и электроэнергией определенное
промыш ленное предприятие или ж илой район.
Э лектростанции общ его пользования в С С С Р н азы ваю тся Г о с у ­
д а р с т в е н н ы м и р а й о н н ы м и э л е к т р о с т а н ц и я м и (Г Р Э С ).
П ромыш ленные и ком м унальны е электростанции, осущ ествляю щ ие ко м ­
бинированную вы работку тепла и электроэнергии, т .е . т е п л о ф и к а ­
ц и ю , назы ваю тся т е п л о э л е к т р о ц е н т р а л я м и ( Т Э Ц ) . Т еплоф и­
кация является одним из важ нейш их путей экономии топлива за счет
сокращ ения потерь тепла в конденсаторе с отработавш и м паром , ибо
на Т Э Ц этот пар полностью (турбины с противодавлением ) или ч а с­
тично (турбины с промыш ленными и теплоф икационны м и отборам и п а ­
ра и конденсацией) отдается потребителям при необходимом д л я пос­
ледних давлении.
П оскольку экономический радиус протяж ения паропроводов о т б о р ­
ного п ара невелик (в пределах нескольких ки лом етров), п л о щ ад к а Т Э Ц
п р и вязан а к п лощ адке промыш ленного предприятия. В случае отпуска
тепла с горячей водой протяж енность трубопроводов (тепловы х сетей)
мож ет со став л я ть 10— 25 км.
П о развитию теплофикации (мощности ТЭЦ и протяженность теп­
ловых сетей) СССР стоит на первом месте в мире.
Мощность ТЭЦ в СССР составляет около 40% суммарной мощности
ТЭС.
1-3. ЭН ЕРГЕТИ ЧЕСКИ Е СИСТЕМЫ. ГРАФИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
НАГРУЗКИ
Электростанции, расположенные в пределах крупных экономичес­
ких районов, объединяются посредством линий электропередачи (ЛЭП)
в энергетические системы. Благодаря такому объединению становится
возможным перераспределять выработку электроэнергии между элек­
тростанциями так, чтобы максимально использовать преимущества к а ж ­
дой из них. Например, в паводок
ГЭС загружаются на полную мощность, а наименее экономичные тэс
могут быть остановлены. Увеличивает­
ся и ’надежйость электроснабжения,
так как остановившийся агрегат заме­
щается резервными мощностями всех
электростанций системы.
Поскольку аккумулирование значи­
тельного количества электроэнергии
практически невозможно, то генериру­
емая и потребляемая мощности (вклю­
чая потери) должны быть одинаковы­
ми в каждый момент. Суммарная, раз­
виваемая всеми агрегатами системы в
каждый
момент
мощность
называется
Рис. 1-3. Суточный график нагру
н а г р у з к о й э н е р г о с и с т е м ы . На
зох энергосистемы.
рис. 1-3 представлен возможный суточ­
ный график электрической нагрузки
энергосистемы. Он строится путем суммирования нагрузок промышлен­
ных предприятий, электрифицированного транспорта, осветительно-быто­
вой и сельского хозяйства, имевших место на протяжении суток. «Пико­
вый» характер графика обусловлен как сменностью работы промышлен­
ных предприятий, так и неравномерностью нагрузок электрического
транспорта и осветительно-бытовой.
Площадь под кривой электрических нагрузок этого графика пропор­
циональна с у т о ч н о м у э л е к т р о п о т р е б л е н и ю , которое равно:
24
э су т
ГМс <2т, кВт*ч/сутки
о
По дням недели и сезонам года суточные графики различны: зимой
потребление электроэнергии возрастает, а «пиковость» графика увели­
чивается в основном за счет осветительно-бытовой нагрузки. Н а основе
суточных графиков можно определить, сколько часов в году т, нагруз­
к а, будет равна или больше ЛГ,-. Если по этим данным построить диа­
грамму, расположив нагрузки в порядке их убывания за весь год (рис.
1-4), и затем соединить их плавной кривой, то полученный график бу­
дет г р а ф и к о м п р о д о л ж и т е л ь н о с т и
н а г р у з о к в течение
года. Так, например, нагрузка от N 1 до
длится т^г часов.
Площадь под кривой нагрузки в некотором масштабе есть г о д о в о е
п о т р е б л е н и е э л е к т р о э н е р г и и в киловатт-часах:
э год
Г
о
максимальная мощность,
н и я м Т к с Яи м у м ? М« ’ Называется ч и с л о м ч а с о в и с п о л ь з о в а тем больше т„акС. На р и | Т-4* дГно 5Н?пя°ЬИСТеМе' ЧбМ Р° ВНее график’
Установленная мощность генераторов
° В ПРИ разлшщых Тмаксна электростанциях системы больше по­
требляемой на величину резерва. Загруз­
ку турбоагрегатов системы характеризу­
ют ч и с л о м
часов
использова­
ния установленной мощности
Туст = Зтод/ЫуСТ
или к о э ф ф и ц и е и ТОМ
использования
установлО е7 днл н ог-|й м о щ
н
о
с
т
и
—.
- .
М'УСТ
*ЭГОд / N у с т
/ЬО. Плотность графика характеризует­
ся отношением минимальной нагрузки
^ м«н к максимальной: р = Лгмин/ ^ макс.
п п т п0 т йн о ш е н и е
В
^ макс
1-4. ТЕН ДЕНЦ И И РАЗВИТИЯ ТЭС
Непрерывный рост производства элек­
троэнергии требует постоянного совер­
шенствования оборудования и работы
зр Щ ^ числу показателей, которые ха-
^
^
^
§
§
4
«о Счз
с-,
«5а Сэ § 2
Рис. 1-4. График продолжительно­
стей нагрузок энергосистемы.
э т н о с э т с я Т эко" оми,1" ость т э с | подробно будут рассмотрены ниже,
| У д е л ь н ы й р а с х о д у с л о в н о г о т о п л и в а на 1 кВт.» пт
пущенный потребителю, Ь, кг/кВт-ч.
на I к в т ч, от-
11 кВт
| ; , У д е л ь н ы е к а п и т а л о в л о ж е н и я в ТЭС на установленный
мощности к, руб/кВт.
установленный
энергетики потр ™о*вал Г б ы "о т стр ^ н ы Т ак и Г м а^ Г * * * ®УР" ° е развитие
ских ресурсов каки* И
Э Т
ких материальных и человече-
на
?
а
6
Г„"„°и
а
Т
^
"
ЛеН.Ие
снизить
гояовой
расход
топлива
Вп>д=
4
голЭ1
.„„
на заданный годовой отпуск электпп^шрпгим з
„
^ . г°д г°д
ся условие АИ/Ак < о
пт*.
„
. э<Рфективными, если выполняет-
И Н
И
И
г1 1М б 1 1 ш
д и т=
И
ш
щ
й
~
г 1';
АВ вод
ЭгОД
где А В ?од
оплив?' ГОДОвОГО раСХОДа топлива электРостанцией; Чт
стоимость Ттоплива;
из изменения текущих затрат на эксплуатацию оборудования
ДЯ. = Рк
и, А«,|________
Ак,
где Р * ~ коэффициент, определяющий ежегодные издержки на содержание оборудования (амортизация, текущий ремонт
и
пр.
расходы)
долях от его стоимости (для ТЭС /зк=0,К М -0,12);
в) из изменения расходов на оплату персонала Д # п.
Таким образом, Д Я = Д / / Т+ Д / / К+ Д Я П.
Если оказывается, что Д ///Д /с > р н, то дополнительные капиталовло­
жения являются неэффективными.
Снижение удельного расхода топлива обеспечивается повышением
к. п. д. установки. Решающее значение имеет увеличение к. п. д. турбин­
ной установки, что достигается повышением начальных параметров п а­
ра, применением многоступенчатого регенеративного подогрева пита­
тельной воды и промежуточного перегрева пара, повышением внутрен­
него относительного к. п. д. турбины.
Снижение к и П достигается повышением единичной мощности аг­
регатов и мощностей электростанций. Повышение единичной мощнос­
ти блоков с 200 до 1 000 МВт дает снижение к на 25%. Снижению
штатного коэффициента способствует также автоматизация управления
работой оборудования и механизация ремонтных работ.
Повышение единичной мощности агрегатов является основной тен­
денцией развития ТЭС. В настоящее время создаются котельные агре­
гаты большой паропроизводительности, причем по возможности в одно­
корпусном исполнении.
Паровые турбины в одновальном исполнении при 3 000 об/мин стро­
ятся мощностью до 1 200 МВт при шести выхлопах в части низкого д а в ­
ления. В двухвальном исполнении проектируются агрегаты на 2 000
МВт и больше. Возможность создания столь мощных ^турбоагрегатов
обеспечивается применением высоких начальных параметров пара, регенеративного подгрева питательной воды и промежуточного перегрева
пара. Указанные мероприятия не только повышают к. п. д., но и сущест­
венно снижают расход пара через последнюю ступень турбины, пропуск­
ное сечение которой лимитирует мощность турбины. При низких на­
чальных параметрах пара, которые имеют место на некоторых типах
АЭС, проблема повышения мощности решается путем снижения числа
оборотов ротора, что позволяет применить более высокие лопатки пос­
ледней ступени.
Применение промежуточного перегрева пара потребовало перехода
к блочной схеме котел — турбина — генератор — трансформатор. При
блочной схеме каждый блок в значительной мере является независи­
мым элементом ТЭС, и так как строительство всей электростанции длит­
ся несколько лет, часто блоки второй очереди имеют более совершенную
конструкцию, более высокие начальные параметры пара и большую
мощность.
.
Вместо раздельного управления котлом и турбиной осуществляется
единое управление блоком со специального блочного пульта. Имеется
тенденция к переходу на полностью автоматизированное управление
блоком, включая такж е пусковые операции.
Рост единичной мощности блоков и электростанций приводит к соот­
ветствующему увеличению потребного количества охлаждающей воды.
Поэтому наряду с прямоточным водоснабжением из рек и водохрани­
лищ все шире применяется оборотное водоснабжение с охлаждением
циркулирующей воды в специальных башенных охладителях-градирнях.
Д ля безводных районов перспективно применение воздушного охлаж де­
ния (воздушные конденсаторы и воздушные градирни).
Важнейшей задачей энергетических систем является обеспечение вы­
сокой надежности электроснабжения. Д ля современного хозяйства пе­
рерыв в электроснабжении граничит с катастрофой. Поэтому в процес­
се проектирования, строительства и эксплуатации ТЭС обеспечение на­
дежной работы оборудования всегда стоит на первом месте. Количест­
венно надежность работы оборудования оценивается к о э ф ф и ц и е н ­
т о м г о т о в н о с т и , представляющим собой отношение суммы времен
О
исправном работы оборудования и нахож дения его в резерве к календарному времени (последнее вклю чает в себя т а к ж е врем я текущих
и капитальных ремонтов и врем я аварийного простоя). Д л я современ88% уСТаНОВОК коэФФиЦиент готовности долж ен быть на уровне 8 5 —
Д л я повышения готовности ТЭС широко применяется оезеовиоование оборудования. Следует, однако, иметь в виду, что с ростом е д и н ^
ж ^нием Т Э с е“оВпСГ 0е ре3ервирование связаН0 со значительны м удорол а н и е м 1 сЗС. Одновременно резервирование приводит к услож нению
регулирования и автом атизаиии что и
вокупности не всегда приводит к повышению надежности.
П ер еход к блочной схем е способствовал
Н
Б
Ш
сокращ ению
оезеов а по
оборудованию ТЭС, т а к к ак при отсутствии попереч”
новки и у сл о Г н Т т схемы МеТЬ " " КаЖД0Г0 бл ок а' чт° У Д °Р °* а ет у ст а ,,во
суточного графика нагрузки на рис. 1-3 видно что имею т мргтп
кресного3
(уТрениий I П
Н
и н о ,и о Г п р о в а л Г р аф и к вос°
тельно меньший ф о в а л н а т р у з ™ ' ™ ^ нагРУ3™ . Ц ™ е е т относиСПо м б н ^ с т и \л е д о в а т ь ° с в ^ й ^ о а з в и в я Г м п ,’И в
®
ш е Г м Т н еДв“ е Т и Г с ^ Г ш ™ 6 ТЭС
к быстрому изменению мощности
„ „ „ .„ „ Д .
"^«атГ сооГ т”
иерГбочиГГии
Й
р
™
I
«— > * №
•
так ж е останов блоков“"иа
с последую щ им б ^ т р ы Т ^ о Т Г н а ^ Г и е Т " " 0 Ё й Я
НаГРУЗК"
п о в ы ш е ^ ш ^ ^ ч ^ ь н ы ^ п а р а м е т р о в 1л ё р ^ в с т у п а е т ^ ^ к о т о р о е ^ п р о т и ° М
среду,
что
предъявляет3
ной природы.
Ж Е ш И Е а■ь'соивании,
ш й ^ в я зсвязан
а н н н^ыГх сс 0ЩУЮ
охра-
такие вредности,Эм к ° з ^ " г е ЯриистыйРгаСз и ^ о ^ П о /3300’ СОДержаш"х
сткой уходящ и х газов котлов Рот летучей Ж Ш " ° Т Му НарЯду с очивысокие ды мовы е трубы обеспечивяю ш ио
устанавливаю тся т а к ж е
в озд ухе, чтобы с о д е р ж а н и Г в р е д н о с т е Т „ Л к ь » Га30в в « Р У ж а ю щ е » .
л о санитарны е нормы (0.5 мг золы и 0,5 мг 5 0 * на*
“ Превыша'
Р азли чн ы е загрязн ен н ы е воды
в специальной у с т а н о в к е ' С б о о Г т ^ Т Д ^ 1' очис™ е и осветлению
раничивается нормами д п г о к т а м о . » . .... ...........Л. . * Д а ю щ е й “ одой в реки огдопустимого повыш ения тем пературы .
П ринимаю тся меры к тому-, чтобы уровень
- ----- ■ й п
ТЭ С не превы ш ал с ^ т в е т с т в у 'ю щ ^ д о п Г с т и м ы е Ж
, ?
-------------------- и
«
я
и
д
ч
к
/
I
I
-
-
дую щ им его в летнее врем я Э лектоостаниим ? потРе бителем, расхогаз только летом, имеют в качестве основного т о п л ^ в Т у т л 'ь " и л и Т а з у т
м азута в топливном б ал ан се ТЭС П рим енение г а , ! Г ! ! * Д° ЛИ г а з а "
топливный и газовы й тр ак ты ТЭС, чт’о д а е т с у щ е с т в е н Г о е ^ и Г е Г . Г к "
питаловложений (до 15%). При газовом и жидком топливе отпадает
золоулавливание и шлакозолоудаление, пылеприготовление.
Увеличивается также доля углей, добываемых открытым способом,
что значительно удешевляет их добычу. Так, кузнецкий каменный уголь,
добытый в разрезах и доставленный в район Москвы, оказывается де­
шевле местного подмосковного угля, который при низкой его калорий­
ности добывается шахтным способом.
Важнейшей тенденцией развития ТЭС является рост доли ядерного
горючего в топливном балансе, т. е. рост мощностей АЭС. В настоящее
время ведется строительство ряда мощных АЭС с водо-водяными и графито-водяными реакторами (корпусными и канальными). Д ля этих эле­
ктростанций изготовляются турбины мощностью 220 и 500 МВт, пред­
назначенные для работы на насыщенном паре при 3 000 об/мин и при
начальном давлении пара 4,4 и 6,5 МПа. Уже сейчас создаются АЭС
с реакторами—размножителями на быстрых нейтронах.
Из методов прямого превращения тепла в электроэнергию для круп­
ной энергетики перспективными являются установки с. магнитогидроди­
намическим генератором (МГД установки).
Д ля развития ТЭС характерным является все большая их автомати­
зация. В энергетике, как и в других отраслях промышленности, созда­
ются а в т о м а т и з и р о в а н н ы е с и с т е м ы у п р а в л е н и я (АСУ)
на разных уровнях: АСУ ТЭС, АСУ энергосистем, АСУ всей энергетики
СССР. Автоматизированная система управления ТЭС включает в себя
а в т о м а т и з и р о в а н н у ю с и с т е м у т е х н о л о г и ч е с к о г о уп­
р а в л е н и я (АСТУ) и а в т о м а т и з и р о в а н н у ю с и с т е м у э к о н о ­
м и ч е с к о г о у п р а в л е н и я (АСЭУ). Последняя должна рещать во­
просы оптимального функционирования ТЭС, включая оптимизацию топ­
ливоснабжения, режимов, распределения нагрузок, сроков ремонтов
и чисток оборудования. Решение этих задач базируется на применении
ЭЦВМ для получения и обработки информации по всем звеньям ТЭС,
для подсчета, нормирования и анализа технико-экономических показате­
лей, для оптимизации режимов на основе заранее разработанных алго­
ритмов.
Директивами XXIV съезда КПСС по пятилетнему плану развития
народного хозяйства СССР на 1971— 1975 гг. перед энергетикой постав­
лены следующие задачи.
«В электроэнергетике довести производство электроэнергии до 1 030
— 1070 млрд. кВт-ч. Ввести в действие на электростанциях мощности
в размере 65—67 млн. кВт, главным образом, за счет строительства те­
пловых электростанций, с установкой на них крупных энергетических
блоков. Существенно улучшить технико-экономические показатели р а­
боты энергетического оборудования. Снизить удельный расход топлива
на электростанциях в 1975 г. до 340—342 г на 1 кВт-ч отпущенной
электроэнергии».
«Пре; [усмотреть значительное развитие атомной энергетики путем
строительства крупных электростанций с установкой реакторов единич­
ной мощностью 1 млн. кВт и выше. Ввести в действие мощности на атом­
ных электростанциях в размере 6—8 млн. кВт.»
«Повысить производительность труда в электроэнергетике за пяти­
летие в 1,4 раза».
Конкретные задачи по союзным республикам и экономическим рай­
онам:
.
*’ г/. 7 :
В РСФ СР довести в 1975 г. выработку электроэнергии примерно до
660 млрд.кВт-ч. В европейской части РСФ СР ввести в действие мощно­
сти на Ленинградской и Кольской атомных электростанциях, Киришской, Костромской, Каширской и Рязанской ГРЭС и теплоэлектроцентра­
лях Мосэнерго. Приступить к строительству Печорской ГРЭС, Смолен-
ской атомной электростанции. Ввести в действие мощности на Нововорог
нежской и Курской атомных электростанциях.
Н а У рале укрепить электроэнергетическую базу, ввести в действие
новые мощности на И риклинской и Рефтинской ГРЭ С . В Сибири ввести
в действие мощности на Сургутской ГРЭС.
Востоке ввести в действие первые агрегаты на П р и м о р ­
ском ГРЭС.
М
^
В Украинской С С Р довести к 1975 г. производство электроэнергии
примерно до 200 млрд. кВ т-ч . Закон чи ть строительство С лавянской,
З Ш Ё Н н Р Ю ж и н с к о й , К ураховской Г Р Э С и К риворож ской
т г
й ВВе?
В деи„ствие мощности на З ап о р о ж ск о й и Углегорской
I
чернобы льской атомной электростанции и Киевской ТЭ Ц -5.
Р азверн уть строительство двух тепловых и двух атом ны х электростанДНИ.
.. .. « гд-йд- '
П о другим республикам: ввести в действие новые мощности на Л у
комльскои^ Сы рдарьинской, Е рм аковской, Л итовской, М олдавской,
(данскои, М ариискои и Эстонской ГРЭ С
ВОПРОСЫ
1. Какими показателями характеризуется развитие электроэнергетики С С С Р ’
3 Какие
энергосистем ы ?
°
ТрЗКТ° В АЭС И ТЭС нз минеральном топливе?
предъявляет суточный график электрической нагрузки
4. Перечислите тенденции развития ТЭС.
Б. Каковы задачи теплоэнергетики в пятилетием плане на 1971— 1975 гг.?
Г л а в а вторая
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БАЛАНС И ТЕПЛОВАЯ
э к о н о м и ч н о с т ь ТЭС
2- 1 . Э Н Е Р Г Е Т И Ч Е С К И Е П О К А З А Т Е Л И Ц И К Л А Р Е Н К И Н А
П р ео б р азо ван и е тепловой энергии в механическую работу в паоотуп
ч е н и “ рисС1 Т Вз 7 п и т е Н° ВЫВаеТСЯ НЭ ЦИКЛ6 Р е н к и н а - И сп ользуя обозна’ запиш ем энергетические п оказател и этого ц икла на 1 кг
п ар а при идеальном протекании всех процессов.
Р а б о т а , со вер ш аем ая паром в турбине,
щ
На
IО
Рис. 2- 1. Цикл Ренкина
I
( 2- 1)
называется у д е л ь н о й р а с п о л а г а е м о й ( т е о р е т и ч е с к о й ) р а ­
б о т о й т у р б и н ы , которая равна тсплоперепаду в изоэнтропийном
процессе расширения.
Тепло, отводимое при конденсации отработавшего пара в конденса­
торе,
I
(2-2)
Поскольку конденсация происходит при постоянной температуре, то
(2-3)
■
а
Теоретическая работа насоса, перекачивающего-конденсат,
тн/
и.
(2 -4 )
При расчете насосов воду обычно считают несжимаемой и тогда
шш
(2-5)
где V — удельный объем воды.
Тепло, подведенное с рабочим телом к турбине,
Яотв
5О
IО О* + Ми()
к)
называется удельным р а с п о л а г а е м ы м т е п л о м т у р б и н ы .
ешювая экономичность турбоустановки характеризуется
■
Яо — Но
ШVПГдV1У1
Л/
Й
щ
Яо
Яо
(2- 6)
отно(2-7)
которое называется т е о р е т и ч е с к и м к. п. д. т у р б и н ы
работыенасосаР:абОТа °
МеНЬШе’ чем работа
10)
тн*
л/
на величину
(2- 8)
Отношение
Л/Рен
Яо
(2-9)
Характеризует тепловую экономичность цикла и называется т е р м и ч е с ­
к и м ( т е о р е т и ч е с к и м ) к. п. д. ц и к л а Р е н к и н а.
ермический к. п. д. цикла может быть выражен такж е через отве­
денное и подведенное тепло равенством
Р
Л/ Рен
1
Яотъ
Яо
(2- 1.0)
С учетом (2-3), (2-5), (2-6) последнее соотношение можно записать
в виде
Л/ Рен
1
(2- 11)
Это равенство позволяет определять л , Рен без построения процессов
.^п’я
5
;
н
Д
^
.
Г
Р
паМг
еР-?Я.
Э1°Г01
ПОМОШ
ЬЮ
Я
Ш
определяют
I
и
*0
по
заданным р0, Т 0, а Ь2 и 5
по температуре насыщения
конденсаторе ТК.
Зависимость г\{ Рен от параметров острого пара показана на рис. 2 -2 .
Увеличение к. п. д. с ростом начальной температуры вытекает из об­
щих законов термодинамики.
р
р #
- из 00
. ил]?аЛИЧИе максимУмов на линях ^0=соп51 объясняется следующими
свойствами водяного пара. В правой части е, 5-диаграммы т е в области невысоких давлений, изотермы имеют слабый наклон. В этой обла16
« Я
‘
сти с увеличением давления, 1 Н
Я
| Ц энтропиям и в 'с о о и е т с т 1евой части 1 5-диаграм м ы , соответствуюшей области высоких давлений, изотермы имеют значительны й наклон,
М
Д5
зцо М П а
Рис 2-3. Влияние свойств водяного пара
на к .п . д цикла Ренкина.
Рис. 2-2. Зависимость к. п. д. идеального
цикла от начальных параметров пара.
особенно при низких 1 | | З И
острого п ар а убы вает быстрее,
чем Ш Ё Й Й Д В
снижается. Кроме того, при высоком давлении
значительной становится работа насоса, что дополнительно ум еньш ает
к. п. д. цикла.
2 -2 . Э Н Е Р Г Е Т И Ч Е С К И Е П О К А З А Т Е Л И Т У Р Б О А Г Р Е Г А Т О В
Течение пара в турбине происходит необратимо — с потерям и от
трения и вйхреобразования. Поэтому давление п а р а перед с о п л м н "~Р ‘
вой ступени р с на 1 — 2 % меньше, чем перед входным п атрубком ро
(рис. 2-4). П римерно на столько
ж е процентов уменьш ается д а в л е ­
ние пара в выходном патрубке
ТурбИНЫ, Т. е. Рвых/Рвых =
■*"
-г-0 ,9 8 .
В органах парораспределения
Н Н ______ Меряется
около■
дополнительно
“
3% начального давления. Умень■ ■перепада
Ш Н к Мдавления
Ё ^Н л еч е
шение
и уменьшение изоэнтропийного
теплоперепада в ступени (рис,
2 -4 ):
Н'ш< Щ
При необратимом расш ире­
нии пара в ступенях турбины дей­
ствительный теплоперепад
Рис. 2-4. Процесс расширени
бине.
(2 -1 2 )
меньше изоэнтропийного. Аэродинамическое соверш енств
ментов турбины или цилиндра в целом (вклю чая патрубки
зуется величинои
Щ
По (
Нш
библиотека
2 9 4 4 'о
4
Павлодаре;ого
чндустрим ш у!
иилгтт
а совершенство только лопаточного аппарата — величиной
т
“ н' *
3
(2-13а)
I еШ
Нлаз^1ваются соответственно в н у т р е н н и м о т н о с и . е л ь н ы м к. п. д. ц и л и н д р а и в н у т р е н н и м
отногителк
н ы м к. п. д. л о п а т о ч н о г о а п п а р а т а . В многоступенчатых ^ ^
бинах ц0{ определяется раздельно для каждого цилиндра детальньш
10
20
30
40
50 м ч
а)
---
-'
■ ■
яр
а — цилиндры с регулирующей ступенью* я
ра на входе в цилиндр, т/ч; 1 - удельный
I I
ЦИФРЫ „а кривых — отношедве д а в л а д ^ ^ а р а "на* Н
И
ступени; О0 Р р @ | па
Ш
Ш турбвйой. м3/кг
Д
Г
~
в
Гб
°0
На
Р
*
*
*
Цилиндров, работающих на перегретом
приведены^такне^графию!
Г
паре.
^
Д
ле р ? к Ф
да™ е™ 7н 0а Нвыходе Г Т Г
' °™ °Ше,Н,Ием
"а вхоЦСД и ЦНД. При б о л ь Г м РГ н о ш е н Г еэ ™ П а в л е ™ « 7 5 Г 2° * "
линдра выбирают пром еж уточна пЯппо„ 1 Х.Д1 Влен” и в пРеДелах циРо^>
Рпр^>
Р
ряющее условию:
Ро/Рпр — 5 для ЦВД;
Ро/Атр = 20 для ЦСД И Ц Н Д .
"3 * *
п а д о Г д Г /е Г я Т ^ Г Г о ?
дой части раздельно.
« -р еРвых, определяя т|0г для каж-
р а ^Г н Н л ^н Г н ^я Т у Т у д ^ П Т
последней ступени весьма значитрттктл „ !
Кроме того, у самой
Щ Ш Ш А Д л я такой “ у п Г С т у п е н е й д е й с ^ т е л ь н ы ! СК0р0стью:
| Ш
насыщения до Ь н д е н с ^ р Г с о с т а м я ^
те" л 0" ере^вл
Лу/сух 2* ^ аа.вл
. в л — & Н вых»
(2 -1 4 )
*
* Г Р^ т е 8Г а°с^ 7 м Вп”
®
°™°™ы
Я
1
81
НН
ступесухость пара за последней ступенью;
потери с выходной скоростью; Ост- секундный р а с ’
Щ Я Ц Ц Ж ступень; »
удельный объем пара за с т у «I р днии диаметр последней ступени; / — длина рабочих
I ОН
V
*
ш
вР
•
П М ‘;
#
#
лопаток последней ступени; Я а.вл — изоэнтропийный теплоперепад от
линии насыщения до давления в конденсаторе.
Поскольку расширение пара в турбине происходит без теплообмена,
то совершаемая паром работа равна изменению энтальпии или, что то
же самое* действительному теплоперепаду:
(2 -1 5 )
Величина
называется у д е л ь н о й
турбины.
Из равенств (2 13) и (2-15) получим:
% §*
внутренней
Ш
работой
(2 -1 6 )
Так как / / а=до*, можно записать:
I =ЩЧ] о/.
Энтальпия пара в конце расширения
(2-16а)
ДО;
® ^б
Ло/* !
а количество отведенного в конденсаторе тепла
(2-17)
Яотв==
^2*
(2-18)
Действительная работа насоса больше теоретической работы сж а­
тия по двум причинам:
1 ) давление за насосом ри больше ро из за потерь в трубопроводах
и котле: /зн= (1,4-М,5) р0;
Я р
2 ) в проточной части насоса, как и в турбине, имеются потери на
трение и вихреобразование.
Эта работа
Р (Рн — Рк)
(2-19)
Лгид
называется у д е л ь н о й в н у т р е н н е й р а б о т о й н а с о с а, а т|гид
г и д р а в л и ч е с к и м к. п. д. н а с о с а (у — удельный объем воды.
м3/к г ).
Энтальпия воды за насосом
(2 - 20)
Лгид
Подведенное к турбине с 1 кг рабочего тела тепло ( р а с п о л а г а е ­
мое т е п л о турбины)
/
"1
V (Рн
Лгид
Рк)
(2 - 21)
Отношение
%
щ
(2 - 22 )
Чо
называется в н у т р е н н и м а б с о л ю т н ы м к. п. д. т у р б о у с т а ­
н о в к и . С помощью соотношений (2-16) и (2-7) последнее равенство
Приводится к виду
% = Щ
р ; =
Ч г ть г.
(2 -2 3 )
Электрическая энергия, вырабатываемая 1 кг пара, подводимого
к турбоустановке, меньше до* из-за протечек пара через уплотнения ва­
ла и штоков регулирующих клапанов, потерь в подшипниках и в гене­
раторе и определяется следующим образом:
Ю, =
Ю<( 1 — ^пр) “Пм Л г
(2 -2 4 )
или с учетом (2-16) и (2- 1 )
Щ Ло« (1
=
где
1 „ р) Лм Лг»
< 2 -2 4 )
1пР — коэффициент, учитывающий потери с протечкамит)м
механический к. п. д. турбины, учитывающий потери в подшипниках;
ША
Лг — к. п. д. генератора.
У современных турбин и генераторов
л р ==0,008-^-0,012; пм= 0,99^0,995; т]г= 0 ,9 8 5 —0 99
Величина хюэ называется у д е л ь н о й в ы р а б о т к о й
э н е р г и и , а отношение
Лэ
электро(2-25)
Яо
есть а б с о л ю т н ы й э л е к т р и ч е с к и й к. п. д т у в б о у г т я н п »
к и или к, п. д турбоустановки п о в ы р а б о т к е * л е к т р о э н е о г и и'
Электрическии к. п. д. может быть выражен через Н И к Ц I Р
в равенство (2-25) подставить значения
из (2-241):
*
Щ
Цэ = ~ ^ 11041 ~ ^пр) Лм Лг*
(2-26)
С учетом (2-7) окончательно получим:
= Л< Лог (1 —• еПр) Т]мЛг-
л
л
л
1 _ ШШШ
ЛI - — — ,
9о
«
й
(2-27)
860ш
Лэ — ------ :
я0
Ш М Ш / Р ’с и 7 “»«траи«“ “ ° м “ ” Х - ? 6 вМПа
й§7№ т в г з г ,м ^ у$|н 1
"*
' в С;Я
О г.™
^ = 3 600• С0о0= 2 1 ,4 * 10э м3/ч
2. Отношение давлении
’
3. Внутренний относительный к. п. д. цилиндра (рис. 2-5, б)
Ло/ = 0 ,9 1 3 ,
2-3. Э Н Е РГЕТИ Ч ЕС К И Е ПОКАЗАТЕЛИ ТУРБОУСТАНОВОК
С РЕГЕН ЕРА ТИ В Н Ы М ПОДОГРЕВОМ ВОДЫ
В
курсе термодинамики рассматриваются регенеративные циклы,
•П Ы Х
КОЛЯ
ГГП п л п х г т г п и т х я
___ ______
которых
—--------------- ,ода ДО получения тепла от горячего источника ппрпвяпм
*•
леЛЬК °п Нл Г? я ^ еТСЯ Пар0м’ частично отработавшим в тепловом двигате*
. К. п. д таких циклов выше к. п. д. цикла Ренкина
регенеративный подогрев воды осуществляется
ры На пис 2 к пп« Г 0т м ъш из тУРбины через регенеративные отбо^
показана схема с Двумя отб°Р ами пара с параметрами
пи г „а
Р
отб°Р °в поступает в регенеративные подогрева-ч?.
ли, где, смешиваясь с водой, конденсируется, нагревая последнюю по
температуры насыщения Ш и *2н при давлении соответственно ™ и р1
I,
I
При этом энтальпия воды, выходящей из подогревателей 1П\ и гп2, равна
энтальпии жидкости на линии насыщения при давлении в отборах:
•
■
. ;
.
•
;
.1
■
*П1 = *1н5 ^п2 “ *2н' /Конденсат перекачивается из конденсатора в П2 конденсатным на­
сосом и из П2 в П1 — перекачивающим насосом. Небольшим повышени­
ем энтальпии воды в этих насосах можно пренебречь и считать, что кон-
а)
*) Щ
г
Рис. 2-6. Схема регенеративного цикла (а) и процесс в г\ 5-диаграмме (б).
/ — регенеративный подогреватель; 2 — конденсатный насос; 3 — перека
чивающий насос; 4 — питательный насос.
денсат входит в данный подогреватель, имея такую же энтальпию, как
и при выходе из предыдущего,
т.
е.
I
0
—
на
входе
в
П1
и
г
—
на
входе
)удВ • ‘КЧЕ■
( '-§• ■
||Г-’ :
; *"
. К*.
в П2 (рис. 2-6). В расчетах учитывается приращение энтальпии только
в питательном насосе, подающем воду в котел:
:±
Д/ П. Я
? (Ря — Р\)
Лгид
Перейдем к определению энергетических показателей турбоустано­
вок с регенерацией.
Обозначим:
Ял— к —щГ, Ч2 = Н —*п2 — тепло, отдаваемое 1 кг отборного пара в П1
и П2\
У
а.1 =Б{Щ о\ а г = 1 >2/'Оо; а к= О к/А ) — отношение расходов пара в первый
ф \ ) и второй ( 0 2) регенеративные подогреватели и в конденсатор
(Щ) к расходу свежего пара на турбину 1 )0.
Так как
-
|- Ц, = Б 0,
то, поделив это равенство на Д>, получим:
ах + а 2+ а к = I.
(2-28)
Доли а|, аг и а к есть также расходы пара в подогреватели и конден­
сатор на 1 кг свежего пара. Поскольку расход питательной воды равен
расходу свежего пара, т. е. 1 кг, то количество конденсата, входящего
в Я / и П2, соответственно составит: 1 —а! и ак~ 1 —си—-а*.
Тепловой баланс Я /;
*П1 — (1
# 1) Ёц2 + %%
__________ ^П1 —
*П2________________ 1*П1 —
откуда
а ,
=
* П1
*П2
‘1
|п |
=
»1 — »п1 Ц (*Ш — *П*)
*
§| +
П2
— *п*)
(2-29)
Тепловой баланс П2 :
1 - “ . ) ' • » - ( ! С + <МгРешая это равенство относительно §!§ получаем:
а2—
(1— Н—I~ [к=^= (1__ Ц~ 3 I_____ *п2— (к
12 ~ 1к
Окончательно имеем:
С*, — -
Ч1 +
91
+ | *п1 1^1
*п1
2
»„2 — *К
*2 — *п2
п +Т ’1
*п2 У
1п2— *к
?2 + ( *к2
(2-30)
Внутренняя удельная работа турбины складывается из работы пото­
ков отборного пара и работы пара, поступающего в конденсатор:
%1 ~ а1 (г0— 4 ) ~
?
*>а = «2 (*о - Н) = 1У / , 2;
Г
Щ а «Ш
*к) = «к Н 1к = (1 — ах — а 2) Н 1К.
Суммарная работа всех потоков на 1 кг свежего пара:
И
ц а Щ И й | 1 ш$ 1 Щ ® 1 Й р р Н «к я 1К.
Тепло, подведенное к турбине с 1 кг рабочего тела:
(2-31 )
<7от $о — ?п.в « | *о ~ Опх + Л»'п.н).
Тепло, отведенное в конденсаторе:
(2-32)
Заменив расход пара в конденсатор а„ через величины отборов а.
а 2 на основании равенств (2-28), получим:
I1
а1
а г) ( *к
И-
(2-29)Ди Т(2В3 0 ) ПОЛуЧеННОе “ Р в е н и е значения а , и а 2 из равенств
?
к
=
|
1
------------------------------------- 1 =
! —
--------------------------------------------------------------------- 1
+ Ц ~ ?п2
------------------------------------------------------------
Я\ + *п} — гП2
+ |п2—
После промежуточных преобразований имеем:
<7к
1 1 1 1 Й
Я Й ^п2- ‘к /
V
Так как
Г
1 ______*п2
Ь +
*к
«П2 — Ц
92
_
<72
г *п2
*к
то окончательно
Як
31_____
+ Щ — |йа
<?*
; Н ‘к - ‘к)42 + *п2— 1к
(2-зз)
Внутренний абсолютный к. п. д. может быть опеределен по одному
из двух равенств:
Як
Яо
щ
Л/
(2-34а)
(2-346)
Яо
Расчет обычно производят по второму равенству, а первое исполь­
зуют для проверки.
/
Удельная выработка электроэнергии о»э и электрический к. п. д. г|э
турбоустановки с регенеративной системой:
шэ =
Лэ =
К
1
^
т , (1 — %п р ) л „ Л г ;
=
Л , (1 — €„р) Лм Лг-
(2 -3 5 )
(2 -3 6 )
у
Сравним удельную работу в турбоустановках с отборами и без от­
боров пара. Для этого в равенстве (2-31) вынесем за скобки Я ,к:
Обозначая через ф выражение в скобках, запишем:
Щ/ =
Так как <Х1-|-а 2- |- а к = 1, а Нц/Н{К<с1 и Нг2/НгК<С 1, то ф < 1 . Если же
отборы отсутствуют, т. е. а 1= а г = 0 и а к= 1 , то ср=1. Следовательно,
удельная работа пара в турбоустановке с регенеративными отборами
и^рег меньше, чем в турбоустановке без отборов, работающей по про­
стому циклу Ренкина, ш,рен. У современных турбин
1
*
■рЯ- = 0,75 н- 0,80.
Рен
*
Количество тепла, подведенного с одним килограммом пара к тур­
боустановке, при наличии регенерации <7орег также меньше, чем в цикле
без регенерации <70Рен. Это видно из равенств (2-6) и (2-32), поскольку
Соотношение этих величин составляет:
1 |§ й I 0,66
ЯоРен
-4-
0,71.
Тогда
_
л. ___
га.
а/.
1 р!И | - Н Е :
Л / Реи
Я0 рер
_ 1,13 ± 1,14,
Я0 Рен
т. е. к. п. д. цикла с регенерацией на 13— 14% выше к. п. д. цикла Ренки­
на. Физически это объясняется тем, что выделяющееся при конденсации
отборного пара тепло подогревает питательную воду, а не отводится
бесполезно в холодный источник подобно теплу пара, поступающего
в конденсатор. Отметим, что выигрыш в к. п. д. зависит в основном от
конечной температуры регенеративного подогрева воды /п.в и количест­
ва подогревателей г. В современных установках
в=230-^-265° С и г =
= 7^9.
В рассмотренной выше схеме подогрев воды осуществлялся при ее
смешении с паром в с м е ш и в а ю щ и х п о д о г р е в а т е л я х . Более ши­
рокое распространение в регенеративных схемах находят п о в е р х н о ­
с т н ы е подогреватели (рис. 2-7). Вода в поверхностных подогревателях
движется в трубках, а пар конденсируется в межтрубном пространстве.
Конденсат пара либо сливается в подогреватель с более низким давле-
ни ем пара (каскадный слив), либо закачивается насосом в линию кон­
денсата из конденсатора.
При замене смешивающих подогревателей на поверхностные энер­
гетические показатели турбоустановки меняются незначительно Это
позволяет дальнейшие исследования проводить на примере смешиваю­
щих подогревателей.
2-4. ВЫ БОР ПАРАМЕТРОВ
РЕГЕН ЕРА ТИ ВН Ы Х ОТБОРОВ
Чтобы получить максимальный
выигрыш в к. п. д. от введения реге­
неративного подогрева питательной
воды, необходимо соответствующим
/
Рис. 2-7. Регенеративная схема с по
верхностными подогревателями.
0.250.3 0.50
1— поверхностные
подогреватели; 2— сме
шивающий подогреватель; 3 — конденсат
ный насос; 4 — пигательный насос; 5 — на
сос перекачки конденсата из подогревате*
лей (сливной насос),
Рис. 2-3. Зависимость коли­
чества тепла, отдаваемого
отборным паром, о г давле­
ния в отборе.
образом сочетать количество подогревателей, конечную температуру
подогрева воды и давление в регенеративных отборах. Д ля выявления
оптимальных решений исследуем зависимость к. п. д. от перечисленных
факторов.
Запишем в явном виде к. п. д. турбоустановки по схеме рис. 2 -6,
подстави в равенство (2-34а) значения д0 и дк из соотношений (2-32)
и (2-33):
В11«к
%
4
чу
•>
--д , - Г /
( *П1 + -‘г'/'Дл-:4
,п- .н- )] - Й
р . ' г
+ ‘ п1 -
(2-37)
Й ) 1\ Щям
*„2
н е
/
Рассмотрим, как изменяются величины, входящие в это равенство
при изменении давления отборного пара.
’
При заданных начальных и конечных параметрах пара величины
Iо пост.; !к = пост; I Ц пост; Дг
ПОСТ.
П.Н
(а)
и не зависят от давления в отборах.
птйпп. 1
между теплом, отдаваемым воде одним килограммом
отборного пара, и давлением в отборах ?;=/(/>*) показана на рис. 2-8
Наибольшее давление отборного пара обычно не превышает 0,3 р0 т. е'.
Р]/Ро^О,3. Как видно из рисункё* в этой области
меняется мало При­
ближенно эту величину можно принять постоянной и равной ее средне­
му значению: _
*
«-нсдне
Точка, где р,1р0
точке
Яу Яг *7ср пост.
(б)
1, соответствует параметрам свежего пара. В этой
<7/
IО
IОН>
. Н|
гд^*он
энтальпия кипящей воды при давлении ро.
С некоторым приближением и для этой точки можно также принять:
(в)
Однако это равенство дает большую погрешность, чем равенство (б).
Из условий (а) и (б) следует, что при изменении давления в отбо­
рах в равенстве (2-37) будут изменяться только энтальпии воды за по­
догревателями /П1 и 1П2» поскольку эти величины равны энтальпии кипя­
щей воды при давлении р\ и
соответственно.
Перейдем теперь к определению давлений в отборах, при которых
к. п. д. будет максимальным. Для этого достаточно исследовать вели­
чину
У
(г)
(*п1 + А *’п.н)] ( <7, + <„1 — *п2) ( ? 2 + *п2
о .
входящую в выражение (2-37), так как только здесь содержатся пе­
ременные
и /п2* Из равенства (2-37) следует, что чем больше у, тем
больше к. п. д. Поэтому максимумы т)г* и у совпадают и будут иметь ме­
сто при параметрах отборного пара, удовлетворяющих одновременно
двум условиям:
!*Р\ = 0 и #ьМЙ 2 0 .
(Д)
Вначале будем исследовать зависимость к. п. д. *от р2 при неизмен­
ном давлении в первом отборе ри а следовательно, и при постоянном
значении
и /п.в=^п 1+Д*п.н. Иначе говоря, будет определено давление
Р2 при неизменной энтальпии (температуре) питательной воды.
Условием максимума в этом случае является:
0.
Ау ар
Дифференцируя равенство (г), при условии постоянства всех вели­
чин, кроме *п2, получаем:
йь П2
о
( *л1 + * „ ) ] [
йр
{Я2 + | п2
•М I
*К +
(НП2
п!
-ар
IЖ
0.
Сокращая на общие множители, будем иметь:
Так как
(Я2 + *п2
п!
д2, то окончательно запишем:
•9
I п1
I п2
гп2
I
о.
Обозначим эти равные между собой разности
Д/
Д/
I п1
I п2»
Iп2
•г
Iк
(е)
(ж)
Величина А/ есть подогрев воды в одном регенеративном подогревателе. Следовательно, равенства (е) и (ж) означают: при заданном дав­
лении в первом отборе (заданной температуре питательной воды) к. п. д.
будет максимальным при одинаковом подогреве воды в обоих подогре­
вателях.
Если имеется г подогревателей, а не два, как в рассмотренном при­
мере, то аналогично можно доказать, что п р и з а д а н н о м д а в л е ­
нии в п е р в о м о т б о р е ( з а д а н н о й т е м п е р а т у р е п и т а т е л ь ­
н о й в о д ы ) к .п .д . м а к с и м а л е н , е с л и п о д о г р е в в о в с е х п о ­
д о г р е в а т е л я х о д и н а к о в ы й , т. е.
•9
Iп1 Iп2 Iп2
IпЗ
Iп/
Iп</+1)
Iпг
Iк А/, (2-38а)
где
( / = 1 , 2,
г) — энтальпия воды, выходящей из /-го подогрева­
теля.
Д ля каждого подогревателя можно записать:
Iп/
(з)
п(/+1>
/н
В
СЛ *
Здесь I)н, /;+ 1н— температура насыщения при давлении в соседних
/*м и ( / + 1)-м подогревателях.
Теплоемкость воды ср можно считать постоянной и тогда из (2-38а)
и (з) получим:
’
Ц
^зя=*** = ^/„— //+,„ = • ' ^ гя —
~
= М.
Ср
(2-386)
В этом равенстве ДI есть приращение температуры воды, одинако­
вое в каждом подогревателе. Равенство подогревов в каждой ступени
означает, что при движении воды через подогреватели ее энтальпия
и температура нарастают в арифметической прогрессии:
1щ = *к + (г + 1 — /) Дг;
(2-39а)
Ы = 4 + (г + 1 — /') Ы,
(2-396)
Я Щ 1 1 1 — к°л ичество подогревателей между конденсатором и / м
отбором при их общем числе 2.
- *
Если не учитывать небольшое повышение температуры воды в пи­
тательном насосе ( Д ^ Н< 5 0С), то
и тогда
2 А/.
^п.в ==
(2-40а)
4П ЙтЦлШеНг е этальпии/ОДЫ В питательном насосе составляет 20—
40 кДж/кг. С учетом работы насоса энтальпия питательной воды составляет:
*п.в = К + К . » + 2
I
(2-406)
Из равенств (2-40а) и (2-406) определяется подогрев воды в одной
ступени при заданных значениях *п.в, /п.в и г:
Д/ __ *'п.в
Д/ =
(*к~ЬД*п.н)
(2-41 а)
П*В--
(2-416)
« Ш
° ™ етить’ что ПРИ выполнении условия (2-38а) величина м ак­
симума к. п. д. зависит от принятого значения Щ или, что то же са­
мое, от ДI (при заданном г). Какие же значения этих величин следует
ринимать, чтобы к. п. д. достиг абсолютного максимума при заданных
параметах свежего и отработавшего пара?
ж данны х
Д ля ответа на этот вопрос воспользуемся первым из условий (д)
т. е. продифференцируем равенство (г) по § р считая при этом что
Р2 === ПОСТ.:------------------------------------------ -----------—------
Г
Поскольку в этом случае все величины, кроме *пЬ не зависят от р и
получим:
1 1 Щ
1 1 81 1 1 1 1 в 1 Я
[щ <1 1 Ш
о.
Так как величина /щ+Дг'п.и есть энтальпия питательной воды
то, сократив на общие м н о ж и т е ^ , можно записать:
— (91 +
ЯИ
*
*п1 — »па) + О'о — *п .в ) = 0 .
Имей в виду равенства ( 6), (е) и
(2 -4 0 6 ),
получаем:
ср — Д*) + [ /0~ ( Ш + Д*п.н + г^ ‘)1 “ °Отсюда следует, что
Д*
(2-42)
П71^пп1,Н0ШеНИЯ (2' 38а) и (2-42) являются решениями уравнений (д)
Одновременное выполнение этих соотношений и определяет величину
м а к с и » к. п. д. Если же Щ задана! то определяемая
из (2-41а) величина Д* дает лишь относительный максимум к. п. д.
При выполнении расчетов по определению оптимальных параметров
в отборах на регенерацию поступают следующим образом.
По значениям /?0, (о и рк строят процесс расширения пара в 1, 5-диа­
грамме и определяют значения величин, входящих в (2-42). Для на­
хождения </ср выбирается какая-либо точка в средней части линии рас­
ширения, например, при р — 0,3 МПа. Далее в этой точке определяются
энтальпия пара | и энтальпия кипящей воды при том же давлении /н,
а затем вычисляется:
I
*7ср
Iи
Полученные данные подставляют
(2-42) для нахождения Д*\ Пос­
ле этого с помощью равенства (2-39а) определяют энтальпию воды пос­
ле каждого подогревателя ^ ( / = 1 , 2,
г). Поскольку
есть энталь­
пия воды на линии насыщения, то по таблицам свойств воды и пара
находится соответствующее давление рр Величину А1 можно опреде­
лить приближенно, не прибегая к построению процесса расширений па­
ра. Д ля этого равенство (2-42) запишем виде
М
I0
К
2
+ Ч , , ) ] - Яср
+1
(и)
Как отмечалось выше [равенство (в)],
Iо
IОн
Яср
Тогда
(I +
я
IО н
М
Л‘п.н)
2+1
Здесь С + Д / П.н
соответствии с равенством (2-20) есть эн­
тальпия питательной воды (после насоса) в схеме без регенерации.
Температуру этой воды можно принять равной 1К, если пренебречь не­
большим ее приращением в насосе. Так как в схемах с регенерацией
и без нее давление питательной воДы одинаковое, то можно записать:
•
•
* 0н
ш
Ш
Ср ( I ОН
*нас =
(к)-
Из двух последних равенств получим:
м
Сп(( ОН
/к )
г щ 1
(2-43а)
Так как Д / = Д 1/ср, то, следовательно,
IОН
К
(2-436)
г 4 -1
Температура воды, соответствующая максимуму к. п. д., называется
термодинамически оптимальной и обозначается
Ее значение полу­
чим из (2-40а) и (2-436), исключив величину
Ж
/ ОПТ
п.в
Он
Отсюда имеемз
опт
п.в
Iон
/к
2+1
(2-44а)
(2-446)
Полученные соотношения выведены для смешивающих подогревате­
лей в предположении, что ^1 = ^2= . . . = <7ср- Эти условия выполняются
приближенно. Поэтому выведенные выше расчетные формулы являют­
ся также приближенными. Ими пользуются для предварительного вы­
бора точек отбора пара на регенерацию в установках без промежуточ­
ного перегрева. В последующем полученные результаты увязываются
с конструкцией турбины и уточняются вариантными расчетами.
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТУРБОУСТАНОВОК
С ПРОМЕЖУТОЧНЫМ ПЕРЕГРЕВОМ ПАРА
В турбоустановках с промежуточным перегревом пара (промперегревом) (рис. 2-9) острый пар расширяется в цилиндре высокого д ав­
ления до некоторого давления рп и направляется в котел для повторно­
го (промежуточного) перегрева, который призводится при /?п=соп${
от температуры Тп до Тп (обычно 7,П= Г0). После перегрева пар воз­
вращается в турбину и расширяется в ней до конечного давления.
Рис. 2-9. Турбоустановка с
промежуточным перегрезом
пара.
а — схема; б — цикл в Т, «-диаграм­
ме; б — процессы в с, 5-диаграмме;
( Ш ЦБД: // —ЦСД; /// —ЦНД;
IV — промежуточный
пароперегре­
ватель.
•)
Составим энергетический баланс турбоустановки с промперегревом
и отборами пара на регенеративный подогрев воды на 1 кг свежего па­
ра, используя обозначения рНс. 2-9. Расход пара на регенеративные по­
догреватели а 1, рг, •••> Иг опрёделяется так же, как и при отсутствии
промперегрева.
% .
М ; М' Работа пара, отбираемого до промперегрева:
т\ = а 2^ « + « 2Я П.
Работа пара, отбираемого после промперегрева и поступающего
в конденсатор:
Ч = “ з {И а + Н а) + “ < (Я п + » „ ) + • • ■ + « , Щ + Н
ш «’ = (1 - а , _ а 2-----------в ,) (Я „ + Н ш ).
Внутренняя удельная работа турбины:
Гепло, подведенное к СЕежему пару:
%~
4
*п.в
Тепло,, подведенное в промежуточном пароперегревателе:
^п
*л *п)>
где ап= 1— 01—а 2 — доля пара, поступающего в промперегреватель
Располагаемое тепло турбины:
?о 1 1 1 Ц - 1 (0 — /„*) + а п ( Гп ~ Щ
(2-46)
По значениям ад* и <70 определяются внутренний абсолютный и электрическин к. п. д. с помощью равенства (2-24), (2 -22) и (2-25) используя
соотношения
(
2
45
)
и
Г2-46)
Врлининм
п
н
„
используя
• _
1
. величины п ц , И щ , ^0 зависят от давлеия промперегрева. Поэтому к. п. д. также зависит от этого давления
Давление промперегрева, при котором к. п. д. максимален, называется
термодинамическим оптимальным"давлением промпе­
р е г р е в а . Величина его составляет примерно 17—20% Ро. При оптиЛ В
В промпеРегРевателе к. п. д. турбоустановки увелиперегрева
(относительных) в сравнении с установками без пром-
2-6. ОПТИМ АЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПРОМЕЖУТОЧНОГО
ПЕРЕГРЕВА ПАРА
Д ля определения термодинамически оптимальных параметров пара
поступающего на промежуточный перегрев, рассмотримР вначале и?*:
альныи цикл без регенерации 0-П'л -П"-1-2-3-0 по рис. 2-9, 6. Его к. п. д.
% =
Щ
1
(а)
Яо
Здесь располагаемое тепло турбины
% - ( — Н) + ( *П — 1па)*Па— энтальпия пара в точках Л " и П ) ■
У щ л
»« =
( 8П -
а
<} =
( *п -
'
(б)
9
5 ,) + г „ (50 _
^ )
(в)
тепло, отведенное в конденсаторе.
Примем, что на изобаре рп теплоемкость постоянна, и запишем:
ЯК
«г
1п — 1т - ср (Т’п — тт)>
5П - 5о - $
= с,
1п
(1п Г Па -
(г)
1п Г л )
.
(д)
Из (в) и (д), а также (б) и (г) получим:
-
тк | ( 1 п Г п ^ 0 = ( ‘о - М
1п Т Щ
+
+
Ср ( 7 ,П
Т к ( <50 — 1 1 ) ;
- 7 ’п а ) -
(е)
(Ж )
В качестве независимой переменной, определяющей параметры па­
ра, поступающего на промперегрев, выберем температуру Т„ . Д ля на____ _____ ____
;
*
^ — ффере
г т - г
I а I ц и
1 см пературе пара перед промперегревателем и приравняем результат нулю:
3Ш
ш
ИТ’
5
АТ’
Па
а Т Па
2
Яо
?К
п
-ъЯяШ
Преобразуем это равенство:
1 йа
*?К ЛЩ
ь
Яо атш
Яо \ (ГГПа
о
Так как из (а) следует, что
Як
1
Яо
то после подстановки и сокращения на 1/д0 получим
<*Як
Л?0
(1
ОТ Па
Л/)
(з)
йТ Па
[ля вычисления с1дк/<1Т'Па и йя0!с!Т'Пл воспользуемся равенствами
(е) и (ж). Поскольку в этих равенствах ^ 50, »3, 5И, Т к и Т'п определя­
ются параметрами острого пара, температурой насыщения в конденса­
торе и конечной температурой промежуточного перегрева, т. е. не зави­
сят от Т'Па, то при дифференцировании они рассматриваются как по­
стоянные. С учетом сказанного получим из (е) и (ж ):
С
Па
Подставляя результаты в (з) и сокращая на (— ср), получаем усло­
вие м аксим ум а к. п. д.:
Тк
(1 Л*)
тПа
Значение Т Па, удовлетворяющее равенству (и), называется о п т и ­
м а л ь н о й т е м п е р а т у р о й н а ч а л а п р о м е ж у т о ч н о г о перег р е в а и обозначается [Т'Па ОПТ
Таким образом, из (и) имеем:
Тк
(2-47)
(^п .) опт
1 %
Поясним смысл полученного результата. Д ля этого построим на од­
ной Т, 5-д и а гр а м м е цикл с промежуточным перегревом и цикл Карно
(рис. 2- 10) с температурой в хо­
лодном источнйке Гхол. равной
температуре насыщения в конден­
саторе Тк. Температуру в горячем
источнике этого цикла Карно Ггор
опт
выберем так, чтобы к. п. д. цикла
с промежуточным перегревом был
равен к. п. д. цикла Карно:
Л,
Рис. 2-10. К определению параметров
промежуточного перегрева.
1 кар
% ар
(циклы с равными к. п. д. называ
ются эквивалентными). Д ля цик
ла Карно имеем:
Т,хол
(2-48)
тгор
Из равенства (2-47) следует, что в точке максимума
Тк
1
Л/
(2-49)
(Т[П а/оп т
Поскольку Т1* = г 1кар, а ТК= Т Х0Л, то из (2-48) и (2-49) получим:
Пауопт
т гор •
(2-50)
Это равенство показывает, что о п т и м а л ь н а я т е м п е р а т у р а
пара,
поступающего
на
промежуточный
перегрев,
д о л ж н а быть равна т е м п е р а т у р е г о р я ч е г о и с т о ч н и к а
в э к в и в а л е н т н о м ц и к л е К а р н о . При оптимальной температу­
ре начала промежуточного перегрева к. п. д. цикла с промперегревом %
примерно на 4% больше, чем к. п. д. цикла Ренкина г)]Рен, т. е.
Ч, = 1.04т)Рен.
(2»51)
Определение (Т'иа^айт производится в следующей последовательно­
сти: по рис. 2-2 определяется т]Рен; по формуле (2-51) определяется г]ь
полученное значение т]( подставляют в (2-47) и находят искомую вели­
чину (Т’па)опт]
^
|
Д ля установок со сверхкритическими параметрами пара находят
применение циклы с двумя промежуточными перегревами (рис. 2- 11 ).
Оптимальное значение темпераш
у Л
туры пара, поступающего на промежуточный перегрев, определя? 5^3
Г— Л [
1 |
1
ется по соотношениям, аналогич­
ным (2-47):
^ " I
I
( Г ш .) » , =
а)
17
Т
т тп тп
б)
(^ П 2 а )о п т = П
^ -
(2 -5 2 )
На рис. 2-12 показана зависи­
мость давления промежуточного
перегрева от начальных парамет­
ров для реальных циклов. Графи­
ки построены по соотношению,
аналогичному (2-49), но с поправ­
ками на теплофизические свойства водяного пара, необратимость процесса расширения и с
30 МПа
Рис. 21 1. Турбоустановка на сверхкритические параметры пара с двумя проме­
жуточными перегревами.
Рис. 2-12. Оптимальное
давление пара после про­
межуточного
перегрева
(перед Ц С Д ).
в — схема; б — цикл в Г, 5-диаграмме; / — тур­
бина; 2 — котел; 3 — пароперегреватель остро­
го пара; 4, 5 — первый и второй промеж уток
ные пароперегреватели.
I _ Го=т' -565*С; г - /■„<=»
-Гд ”540- С.
учетом регенерации. Отметим, что соотношение (2-49) дает удовлет­
ворительные результаты при определении параметров промежуточного
перегрева, если его применять и к действительному циклу, у которого
/п>в =240-*-260°С и Т"п — Т0. В паропроводах и пароперегревателе про­
межуточного перегрева имеются гидравлические потери, снижающие
давление пара. Обычно принимают суммарную величину этих потерь
равной 10% давления пара за ЦВД.
2-7. ЭНЕРГЕТИ ЧЕСКИ Й БАЛАНС
И ТЕПЛОВАЯ ЭКОНОМ ИЧНОСТЬ ТЭС
Из равенств (2-25) и (2-46) следует, что для турбоустановок с про­
межуточным перегревом и регенерацией
®. = [(<0+ =П ( С - <;)] л,.
(а)
Умножим это равенство на секундный расход свежего пара на тур»
бнну А>:
°0 и , = Во [(% - >•„.,) + « п ( Ь - Щ %.
(б)
Величина
есть выработка электроэнергии за 1 с, т. е. мощность турбины, а ве­
личина
«О = ^0 [ ( 1о — *п.в) + “ п ( *п — |п § |. = <7оА>,
^ о — тепло, подведенное к турбине за 1 с.
Из равенств (а) и (в) получим:
(г)
(2-53)
9
*0
‘п.в) +
а П ( 4П
*"п)] Чэ
В трубопроводах имеются утечки пара через неплотности в арматуре ОуТ и потери тепла в окружающую среду как свежим паром Д10,
так и паром после промежуточного перегрева Д ^ . Количество тепла,
подведенного за 1 с к рабочему телу в котле с учетом потерь:
0, =
+
В „ ) [(>„ +
Д. _
|
а „ (р
+
Д ,-п _
Ш
Т а к ^ а к О „ = О 0+ О „ есть секундная паропроизводительность котл а * 1пе ~ *о+
1т ~ * п +
— энтальпия пара за основным и проме­
жуточным пароперегревателями, то, следовательно,
^
^ие
[(
1пе
*п.в)
КП
( *Пк
*"п)1 *
(2*54)
Величина
тГ = - ^
(2-55)
определяющая потери в трубопроводах, называется к. п. д
портатепла.
Количество топлива, сжигаемого в котле за 1 с^
— ^ п е [ ( гпе
г'п .в )~ Ь а п ( *Пк — ^ п )]
Лк.у «
трансн
(2-56)
Л к.у <?НР
Так как
П
_
^0
_
^0
Ух — — ------ д0
э
„
Что
Л тр
Лтр
Лэ
ЛэЛтр
можно также записать:
N
Вк
(2-57)
Лэ Лк.у ЛТр Я»
Величина
ЛСТ
регрёв"еТусловно
-
(2-58)
9
д"п Т ° “ * | Й
| ш
| 01 ЦВД Д0 п|>омп'
т. е. отношение выработанной за 1 с электроэнергии к теплу топлива
Г - .........* .называется
.- л л и щ ,ц ,л
IV.
I . дд.
,
сс ттяа н ц и и
сож^жешмго
за « о ж е время,
к. Iп.
п о в ы р а^
б о т к е э л е к т р о э н е р г и и . Из (2-57) и (2-58) следует:
% Лк. у *)тр
»
(2-59)
Значения т|э и т]к<у, а следовательно, и пет зависят от нягп 1/^1/ы « т о
ов,
темпеоатуоы
пхЛЯж
п
а1л
и
,.й
^
’Л
"
,С
Л
завнсяг
от
нагРУЗки
агрегато., температуры охлаждающей в , к Г д е Г а т о р о в состоян„"я X
рудоваиня (плотности, загрязнений,. К о э ф ф и ц и е н т ы п И „ о г о дей%■■■■■Г
№ >= 100% - -
Е
^
Е
Т
^
а
Э
1
=
условиями Г 5 У’ ^ Т' З н а ,е ш я 1 »' Я
- и —
ь н ^ " Г
определяются техническими
условиями заводов - изготовителей оборудования. Очевидно, что
ст
(2-60)
Чэ Зк-у Лтр
Если оборудование ТЭС работает
1
Г У
у
*
«
г
-« -ч .
< *■ *
______
____
______
______ .
в н е м ^ н а 1 ?ПЛИва 0ПР ^ ер
*ст
ся из равен с">а°* 2^ 8)* п ос^е° замены
*ст*
Я Кр
(2-61)
р «р
СТ
Величина
Ьр
(2-62)
е р лр
"ст
®“ Р'__Жает иР асход натурального
единицу
*>*
~ топлива ов килограммах
1\ п л и 1 и <ам М а Л на
Н З сЛИ
Н И ПУ я м «
работаннои электпп^нрпгиы 0
_______ *
СДИГШЦ>
Г ы м у л ! ? лектр0энергии 3 Расчетном режиме и называется р а с ч е т « “ “ „УЛ * Л ЬНЫМ р а с х о д о м т о п л и в а н а в ы р а б о т к у э л е к т ро энергии.
гииЕ о а с х о л у » Т Сй НЦ„М 32 ГОД с р а б а т ы в а е т Э, единиц злекгроэнер-
Ш Ш . еДИНИЦЫ — 4 — 4 » ^
«г
ь
(2-63)
Эг
Эта величина называется с р е д н е г о д о в ы м у д е л ь н ы м Ш п
р а с х о д у е ^ количество топливТ “
= Р
1ш а ш ш Щ
|§
топлива больше^чем^расчетны^С^ношенкю01^ ^ 080* ^дельны® Расход
_ ЬР
Чрв* — —
(2-64)
называется режимным к. п. д. Он учитывает потери, обусловленныр пр
речисленными выше факторами. Из (2-62) — (2-64) получим:
1
Ь
(2-65)
ст
»реж
эт
Вг
н Чет
Эг
(2- 66)
ЯжЧсг
еличина
1
|р »реж
^
11Ш)
'ст
(2 -6 7 )
У *тр 1реж*
входящая в равенства (2-65) и (2-66), называется с р е д н е г о д о в ы м
В
У
Л з л % \% ЛоУз нТеарЦгИи°„Н Н Ы
Ш
Д:
I Ш
Щ
Ш
На ТЭС часть вырабатываемой электроэнергии З с.н расходуется на
собственные нужды, поэтому в сеть отпускается за год:
где э с.н = ЭСлН/Эг
^г.отп ~ Эр ЭСвН = Эг (1 — *9С.Н),
(2-68)
доля электроэнергии, расходуемой на собственные
Тогда из равенств (2-66) и (2-68) получаем:
В ___ _____^г.отп_____ _ «Эг-ОТП
«НР Лет (1
э с.н)
(2 -6 9 )
СнР ^ст.нт
Здесь величина
‘Пст.нт
Пет (*
*С+)
'Пэ Чк.у Лтр Лреж (*
^с-н)
( 2 -7 0 )
называется с р е д н е г о д о в ы м и л и э к с п л у а т а ц и о н н ы м к. п. д.
э л е к т р о с т а н ц и и п о о т п у с к у э л е к т р о э н е р г и и и л и к. п. д.
нетто.
*
I
Величина
1
Ь
щУ
и нт
(2 - 7 1 )
1 Лет. нт
^Г.ОТП
есть удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию
Если в равенствах (2-65), (2-66), (2-69), (2-71) положить (?р
= 2 9 3 3 0 кД ж /кг (7 ООО ккал/кг), то эти соотношения будут выражать
полный и удельный расход условного топлива (кг/кД ж ):
1
ЬУ
(2 - 7 2 )
29 330т| ст
Эг
Яр. у
29 330т)С1
(2 - 7 3 )
’
9
*^г. отп
щ
29 330лст.нт ’
, В г.у
(2 - 7 4 )
1
®у.нт
(2 -7 5 )
29 300т)ех.НТ
В практике обычно электроэнергию измеряют в киловатт-часах,
а расход топлива — в килограммах. В этом случае
. и
0,123
„
1
Оу = - = — , кг/(квт-ч);
Т)ст
о
^
„
0,123Эр
,
г‘у =
—
’
“
'/год;
-1ст
ч_
0,1 23 Э г.Отп
/
V — =-----— , кг/год;
ЛОТ.НТ
А
у .нт
0;12Э
,
= —---- , кг/(квт*ч).
Лст.н
ВОПРОСЫ
1. Как объясняется в термодинамике увеличение к. п. д. с ростом /о?
2. Всегда ли возрастает к. п. д. при увеличении начального давления пара?
3. Как изменится тц, если увеличить количество подогревателей, не изменяя тем­
пературу питательной воды?
4. Показатель,' что к. п. д. цикла П а -П"-1-0' на рис. 2-9 больше, чем цикла 0-(У-2-3,
если Г ^ г = ( г 'а)опт;
-
5. Вывести соотношение для определения к. п. д., если электроэнергия выражена
в килоджоулях, а тепловая энергия — в килокалориях.
Глава третья
ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ И ЕДИНИЧНЫЕ
МОЩНОСТИ АГРЕГАТОВ ТЭС
АВЛЕНИЕ ПАРА И МОЩНОСТЬ ТУРБИН
Повышение тепловой экономичности с ростом начального давления
обусловлено увеличением термического к. п. д. цикла Ренкина
<рис.
а также повышением температуры регенеративного подогре­
ва питательной воды.
Но с ростом давления уменьшается удельный объем пара, а следо­
вательно, и объемный расход пара через турбину. Это приводит к умень­
шению внутреннего относительного к. п. д. (рис. 2-5) и возрастанию по­
терь через концевые уплотнения. Если одновременно с повышением на­
чального давления пара увеличивать мощность турбины, то этим будет
компенсироваться уменьшение удельного объема и величина Щ либо
не изменится, либо уменьшится незначительно, а увеличение ть будет
более существенным Так, например, при повышении давления с 12,75
(130 кгс/см ) до 23,5 МПа (240
кгс/см2) снижение удельного расХода топлива на отпущенную электро­
энергию для турбины 200 МВт со­
ставляет около 3%. Если одновре­
менно увеличить и мощность турби­
ны до 500 МВт, то разница возрас­
тает до 4—4,5%, т. е. будет больше
■в 1,3—1,5 раза.
Повышение начального давления
пара несколько усложняет и удоро­
жает оборудование. Но, как устано­
влено расчетами, чем больше мощ­
ность блока, тем меньше влияет на­
чальное давление на удельные .капи­
таловложения. Поэтому установки
большой мощности создаются на
высокое давление, что видно из рис.
Рйс. 3-1. Зависимость между мощностью
3-1. Заштрихованная область на турбоустановки и начальным давлением
пара.
этом рисунке соответствует опти­
* — Зарубежные страны (США, Ан­
мальному соотношению между мощ­ глия, Франция);
1*—турбина #э=500 МВт на
ностью и давлением пара. Установ- Ро-16,3 МПа изготовляется в СССР по заказам
стран — членов
СЭВ,
начальное давление пара от 17 I__________________
т______________
ДР 22 МПа почти не применяются
так как в этом интервале давления (вблизи критической точки) ухудша­
ется теплоотдача от стенок поверхностей нагрева котла к воде. Заданной
ш Я В Р турбины
н.а. РНС-З*1 соответствует некоторый интервал давМП Й Ш В МВт начальное давление может состав­
лять от 16,3 до 25 МПа. Чем выше давление, тем больше к. п. д., но доооже оборудование. Окончательный выбор делается на основе технико-эко­
номического расчета. Как уже отмечалось (см. § 1-4), чем дороже топли­
во и больше выработка электроэнергии Эг при заданной мощности тем
экономически целесообразнее повышение начального давления Пара.
м п ПРИНЯТЫ четыре ступени начального давления: 3,4; 8 8- 12 75
и 23,5 МПа или соответственно 35; 90; 130 и 240 кгс/см*. Этих ступеней
1
Исключение составляют некоторые установки в ФРГ. В СССР
Франции такие установки не создаются.
*
США Англии
» Англия*
давления достаточно, чтобы выбрать оптимальные параметры пара для
любой мощности турбины, что видно из табл. 3-1. Исключение составля­
ет интервал мощностей 300—500 МВт. В этом интервале некоторое пре­
имущество могли бы иметь установки на 16,5 МПа. Однако, учитывая
перспективность крупных блоков (Л/э^-500 МВт) для масштабов энер
гетического строительства в СССР и ограниченный диапазон мощно­
стей,
для
которых
/
70
=
16,5
МПа
Т а б л и ц а 3-1
имеет ощутимые преимущества в
Мощность и начальное давление пара
сравнении
с
р0=
23,7
МПа,
было
турбоустановок конденсационных
признано нецелесообразным соору­
электростанций
жение базовых ТЭС с начальным
Начальное давление пава,
давлением
пара
16,5
МПа.
Возмож­
Мощность
МПа
турбины, МВт
но, что маневренные полупиковые
по рис. 3-1
блоки будут создаваться на началь­
фактическое
ное давление пара 15,5— 16,5 МПа.
12
Повышение давления острого п а­
3 ,4
25*
4- - 6
8,8
ра на ТЭЦ дает большую экономию
50
6- - 9
8,8
топлива, поэтому турбины с регули­
100
8 ,5 - -1 2
8,8
руемыми отборами и противодавле­
160
10--14
12.75
нием
в
сравнении
с
турбинами
кон­
200
1 1 ,5 - -16
12.75
денсационными имеют при равенст­
300
13- -18
23 .7
ве
мощностей
более
высокое
началь­
500
1 6 ,5 - -2 5 ,0
23 .7
ное
давление
пара
12,75
МПа
при
800 и более
2 3 ,0 - -2 5 ,0
23.7
# э = 5 0 - г - 1 0 0 МВт.
Повышение мощности агрегатов
* Применение ограничено.
термодинамические преимущества
высокого давления, но и приводит
к снижению удельных капиталовложений и дает возможность быстрее
наращивать энергетические мощности.
Трудности создания крупных агрегатов весьма разнообразны* необ­
ходимо освоить изготовление высококачественных отливок большой
массы (более 100 т), прокатку толстостенных труб и т. д. Но наиболее
трудной является задача обеспечения надежности больших агрегатов.
Вероятность повреждения однотипного оборудования примерно пропор­
циональна его массе. Поскольку с ростом мощности увеличивается
и масса, необходимо существенно повысить надежность отдельных эле­
ментов, так как в противном случае из-за частых повреждений потребу­
ется большой резерв мощностей. Именно это обстоятельство в основном
сдерживает широкое внедрение блоков мощностью 500 МВт и выше. Но
по мере накопления опыта они, безусловно, станут основными агрегата­
ми в энергосистемах.
-------- -......... ........ , -...
3-2. ТЕМПЕРАТУРА П ЕРЕГРЕВ А ПАРА
кпо Р асчетами установлено, что повышение температуры острого пара на
50 С уменьшает удельный расход топлива на 2,5% в установках без
промперегрева и на 3% в установках с . промперегревом при условии,
что температура пара за промежуточным пароперегревателем также
возрастает на 50° С.;
Д ля каждой марки стали нормами Госгортехнадзора определена
максимальная температура, до которой она применима (табл. 3-2). По­
этому температура перегрева лимитируется выбранной маркой стали.
Чем выше температура, тем дороже металл, из которого изготовля­
ются высокотемпературные элементы оборудования — пароперегревате­
ли и паропроводы. Если стоимость труб из углеродистой стали принять
за 100%, то стоимость труб из легированных сталей составит
Хромомолибденованадиевые.
• • • • • •
(% )
160— 190
• Высокохромистые и аустенитные
470—500
Аустенитные стали с молибденом и вольфрамом .
700—800
Температура пара, выходящего из пароперегревателя (за котлом)
Я НИЖе те м п еР а т УРы металла труб пароперегревателя /м.н на величину
Т а б л и ц а 3-2
Предельные температуры применения сталей
Предельная темпера­
тура, °С
Тип и марка стали
для поверх
ноетей
нагрева
для труб
Т а б л и ц а 3-3
Предельная температура перегрева пара
перед турбиной в зависимости от типа
сталей паропроводов
и пароперегревателей
Тип сталей
Углеродистые (10, 20)
500
450
Хромомолибдено­
ванадиевые (12Х1МФ,
15Х1М1Ф)
585
570
Высокохромистые
с
вольфрамом (молиб­
деном) (1Х12В2МФ)
630
Аустенитные
(Х18Н12Т)
640
610
Аустенитные с воль­
фрамом
(молибде­
ном) и ниобием
(Х14Н18В2БР,
Х16Н16В2МБР)
700
650
Предельная
температура
пара перед
турбиной, °С
паропроводов
пароперегре
вателей
У
ХМФ
У
У
435—440
450
ХМФ
ХМФ
ХМФ
А или ВХ
535—540
560—565
•X или А
А
АМ
А
АМ
АМ
590—595
600—605
650
600
Примечание:
Обозначения сталей
У углеродистая;
ХМФ — хромомолибдено
ванадиевая; ВХ — высокохромистая; А — аустенитная; АМ — аустенитиая с вольфрамом (мо
лиоденом) и ниобием.
температурного напора
который ориентировочно равен 40° С:
*пе = 4г.П — ш а гм . п — 40.
40, °Г.
°С.
(3 -1 )
и, ^ мпеРатУРа паРа перед турбиной /0 на 5° С ниже, чем за «отлом
из-за потерь в окружающую среду и дросселирования в паропроводах:
5. °С
пе
(3-2)
и, следовательно,
45, °С.
(3-3)
Температура металла трубопроводов /м.т принимается такой же, как
температура движущейся в них среды. Следовательно максимальная
температура металла паропроводов:
Iо
I М.Т
I М-П
I пе
'о + 5, РС,
откуда
и = 4.Т - 5, °С.
(3-4)
(3-5)
отиошРе
е
1
шямТзе
з
Г
иП
е(
з
\
7
Р»
“
Л
ара
ПереД
определенные
по
соотношениям
<5) и (3-5) в зависимости от марок сталей паоопепргп*
вателей и паропроводов, приведены в табл. 3-2
Различные марки сталей паропроводов и паропеоегоева
Г о а в " г Т Г Ш ? уСтановк>' на » #
иную температуру перегрева
пара. В табл. 3-3 приведены предельные температуры перегрева папа по
состоянию перед турбиной в зависимости от типов сталей паропеоегпев!
теля и паропровода. Приведенная таблица составлена следующим обпа’
ли 1 2 Х Ш ф аПт Ив ? п паРопеРегРеватель и паропровод выполнены из с?али 12Х1МФ, го в соответствии с равенствами (3-3), (3-5) и данными
™3°М
бИ
Н
И
руЯ
работы
пароперегревателя и паропроводов соответственно составит:
I М.П
45
540 °С
А)
I м.т
5
565 РС.
Из двух результатов выбирают меньший — в данном случае 540° С.
На рис. 3-2 схематически показано изменение удельных капитало­
вложений в оборудование и трубопроводы в зависимости от температу­
ры свежего пара. При изменении класса металла происходит скачкооб­
разное изменение стоимости оборудования. Дальнейшее увеличение
температуры перегрева сопровождает­
ся плавным повышением стоимости, в
основном из-за снижения допустимого
напряжения для металла. Расчетами
установлено, что экономически целесо­
образно максимально использовать
жаропрочные свойства сталей. Поэто­
му практически совпадают предельно
650 ° с
Рис. 3-2. Изменение удельных капиталовложений в оборудование
в зависимости от температуры све­
жего пара.
а — замена углеродистой стали на пер­
литную типа 12Х1МФ в паропроводах и
выходном
пакете пароперегревателя;
б — замена перлитной стали на аустснитную типа 1Х18Н10Т в выходном па­
кете пароперегревателя; в — замена пер­
литной стали на устенитную в паропро­
водах; е — замена аустенитной стали
типа 1Х18Н10Т на аустенитную типа
1Х16Н14В2БР с повышенным содержани­
ем никеля и вольфрама,
О
5
10
15МПа
Рис. 3-3. Зависимость между
температурой и давлением ост­
рого пара при влажности пара
за турбиной 10 и 13%.
возможная (табл. 3-3) и фактическая температуры перегрева для каж до­
го сочетания металлов.
При / 0= 5 4 0 ° С свойства перлитных сталей полностью используются
в пароперегревателях и не полностью — в паропроводах. Если выходную
часть пароперегревателя выполнить из аустенитных труб, то можно по­
высить /о до 565° С, т. е. до предела для перлитных сталей. Эти ступени
перегрева близки по технико-экономическим показателям.
При
/ о= 540ч С удельный расход топлива на 1,2% выше, а удельные капита­
ловложения на 1— 1,5 руб/кВт ниже, чем при / о = 5 6 5 ° С .
Установки с высокой начальной температурой пара, требующие боль­
шого расхода дорогих аустенитных сталей, не находят широкого приме­
нения в теплоэнергетике; имеются лишь несколько опытно-промышлен­
ных Т Э С с г0> 6 0 0 ° С . Практически как в С С С Р , так и за рубежом все
турбины мощностью 100 МВт и выше выполняются либо на 5 3 5 — 540° С
либо на 5 5 5 — 565° С *,
На рис. 3-3 показана зависимость между начальными параметрами
пара и его влажностью за последней ступенью турбины. И з-за эрозии
лопаток последних ступеней величина предельно допустимой влажности
за турбиной ограничивается 8— 10% при длине последней лопатки
750— 1 000 мм и 13% — при длине до 600 мм.
Д л я турбин мощностью до 100 МВт достаточно применять Ц Н Д с ло­
патками 5 0 0 — 600 мм. Оптимальное давление острого пара для таких
1 Д ля повышения надежности работы металла температура пара может быть сни­
жена на 5— 10° С в сравнении с предельно допустимой.
турбин не превышает 10 МПа. В соответствии с рис. 3-3 для таких тур­
бин по условию допустимой влажности пара за Ц Н Д достаточно иметь
перегрев около 500 С. Более крупные турбины М>> 160 МВт выполняются с последними лопатками длиной 750— 1 000 мм на давление 12 75 МПа
и выше и, как видно из рис. 3-3, для них /0> 6 3 0 оС. Но, как уже'говори­
лось, такой перегрев экономически нецелесооб­
разен. Если же ввести промежуточный пере­
грев, то ограничения по влажности пара сни­
Ро%*о
маются (рис. 3-4). Поэтому все конденсаци­
онные турбины с давлением острого пара 12,75
МПа и выше имеют промежуточный перегрев,
благодаря которому при экономически оправ­
данной ^температуре перегрева 540—565° С
удельный расход топлива снижается примерно
на 4 % .
Температура пара после промежуточного
перегрева обычно принимается такой же, как
и начальная температура перегретого пара,
т. е. 540—565° С.
На ТЭЦ последние ступени турбин имеют Рис. 3-4. Влияние промежу­
относительно короткие лопатки (значительная точного перегрева на влаж­
часть пара отводится в отборы) и для них до­
ность пара за ПНД.
пустимы параметры р0= 12,75 МПа, *0^ 5 5 0 ° С
/ - / — процесс расширения пара
при отсутствии промперегрева
без промежуточного перегрева.
3-3. ТЕМПЕРАТУРА ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
Выше
было
показано
[см.
(2-446)],
что
подогрев
питательной
воды,
ТЧО Л т Л т т •
• • • • • Л.
^ ____ _____
■ •__ _
У~яЛ
/опт
соответствующий наибольшему значению к. п. д., Д/опт
г.. меньше
П.В
П.В
макс
максимального Д/п.
I
(к, возможного при подводе к 171 свежего
пара. При этом отношение Д^опт к Д^макс должно удовлетворять равен­
ству (2-446). По причинам, излагаемым ниже, фактический подогрев
питательной воды —п.в
Д/
'п.в ^ "I п р и н и м а е т с я меньше, чем Д » П Х
Этот подогрев удобно характеризовать безразмерной величиной
I П-В
а,
Iк
(3-6)
он
называемой с т е п е н ь ю р е г е н е р а ц и и . Умножив и поделив правую
часть последнего равенства на Щ — 1к , получим:
опт
I
^П.В
П.В
а
Он
к
(3-7)
опт
п.в
к
Первый из сомножителей
/О П Т
а опт
р
Iк
п.в
Iон
есть т е р м о д и н а м и ч е с к и о п т и м а л ь н а я
р а ц и и , которая в соответствии с (2-446) равна:
(Х°пт
р
(3-8)
г -4-1
степень
регене­
(3-9)
Второй сомножитель
0
п.в
опт
п.в
I
(к
(3-10)
характеризует недогрев питательной воды до термодинамически опти­
мальной температуры. Заменяя сомножители правой части (3-7) их зна­
чениями из (3-9) и (3-10), запишем:
о
<Тропт0
(3*11)
или
0
а
(3-12)
г+ 1
На рис. 3-5 представлена зависимость относительного изменения
к. п. д. от 2 при 0= 1 :
лГ
л
л
/(г).
На рис. 3-6 представлена зависимость изме­
нения к. п. д. от 0 при любом г:
Лр — Л
ЛГIЛ
',0
| п р-п ! /
о.э „ Опт
г
п
/
А—
ч
О,в \ 0 о - ш4шЖ
О.7
1
I
2 3 4 5 6 7 8 9
0,3
о,г
V
ГТ|
Ц
ОА
Рис.
3-5.
Зависимость
тепловой экономичности
турбоустановки от степе­
ни регенерации при опгимальиой
температуре
питательной воды.
КЪ ]
I
7
0,6
0,5
Ю
. 1
/ ( 0).
г~
11■■■' 1—Ч
1 1
\
1
\
1 1
№
ш
\Т_
0 .
О 0,20,4 0,6 Щ 1,0 1,2 1,4 1,61.в 2,0
Л — к. п. д. цикла без реге­
нерации; 7]°пт — то ж е цикла
Рис. 3-6. Влияние недогрева воопт
ды до / п.в на тепловую эконо­
мичность.
с оптимальной регенерацией
( В - 1 ) ; / — Ро-8,8 МПа, 4 =
"535° С; 2 — р 0= 12,75 МПа,
&=565° С; 3 — р0= 12.75 7ЛПа,
4=540° С.
Лр— к. п. д.
при 0 ?= 1; остальные
обозначения, как на рис. 3-5.
Если же г и 0 меняются одновременно, то относительное изменение
к. п. д. определяется как произведение поправок:
опт
л Лр—л
опт
л
л
л
Л
(3-13)
При одном и том же значении а р выигрыш в тепловой экономичности
зависит от соотношения между а°пт и 0. Так, например, расчетами уста­
новлено, что для турбоустановки с начальными параметрами 12,75 МПа,
540° С и степенью регенерации ар= 0 ,7 5 при 2 = 3 и 0 = 1 относительный
выигрыш в к. п. д. в сравнении с циклом без регенерации составляет:
опт
Лр — Л
Л
Л
л
Лр — Л
лГ л
Л
Если же 2 = 7 и 0 = 0 ,8 5 5 ^стр=
Лр — л
Л
опт
Л
л
11,5-1 В 11,5%
| | -0 ,8 5 5 = 0 ,7 5 \ то
Л Лр — Л
ОПТ
л
Л
и, несмотря на равенство температур питательной воды I во втором слу­
чае достигается большая экономия как топлива, так и капитальных за­
трат в некоторые элементы, поскольку уменьшаются тепловая мощность
котла, производительность механизмов и аппаратов топливоподачи пылеприготовления, тягодутьевого тракта, системы для отвода тепла в холодныи источник.
При одинаковых параметрах питательной воды и острого пара удель« « '"Ж ,?™ 9 1 1 О Т »
меньше, чем выше к. п. д. турбоустановки. Поэтому во втором случае уменьшается паропроизводительность котла, производительность
деаэраторов и насосов, диаметры трубопроводов,
что также дает экономию капитальных затрат!
Однако во втором варианте устанавливается на
четыре подогревателя больше, чем в первом, что
требует дополнительных капиталовложений.
На основании технико-экономических расче­
тов установлено, что при заданной степени реге­
нерации наилучшие технико-экономические пока­
затели достигаются при 0=0,75-^0,85. Выбор же
самой величины степени регенерации рассмотрен
ниже.
•
На рис. 3-7 показана зависимость относитель­
ного изменения удельного расхода пара на тур­
бину от степени регенерации. Как видно из гра­
фика, чем больше <тр, тем больше и удельный
расход пара. При этом из-за увеличения паропро- Рис. 3-7. Относительное
изводительности котла возрастает его стоимость, изменение к. п. д. и удель­
несмотря на снижение тепловой мощности, обус­ ного расхода пара в цик­
ле без регенерации и с
ловленное уменьшением теплосъема в экономайрегенерацией.
зерных поверхностях нагрева. Увеличиваются ди­
аметры трубопроводов, питательные насосы де­
аэраторы. Все это приводит к увеличению капиталовложений на некото­
рую величину ДА,. Вместе с тем повышение тепловой экономичности
уменьшает и удешевляет топливоподачу, пылеприготовление газовозду-
в
Ж
2у
!
к
отв
од
а
т
е
п
л
а
в
ю
лодны
й
1
а
Я
Ш
составитСледовательно, суммарное изменение капиталовложений
Ак = Ак,
Расчетами установлено, что при ар < 0 ,4 5 ч-0,5 ДА, 1 ^ 1 И ДА <0.
Поэтому турбоустановки с системой регенерации’ при
0 , 4 5 -т -0 ,5 являются абсолютно эффективными, т.е. дают выигрыш в расходе топлива
не повышая общих капиталовложений
топлива,
В интервале а р от 0 ,4 5 -0 ,5 до 0 ,6 5 -0 ,7 выигрыш в расходе топлива
Т аТ ительиые капиталовложения. Увеличение сте™ня регене
рацин на ТЭС, сжигающих органическое топливо сверх 0,7 как правило
экономически нецелесообразно, так как выигрыш в расхода топливГне
превышает 1 %, а расход пара при этом увеличивается на 15% что вы­
зывает значительные дополнительные капиталовложения.
Чем дороже топливо и чем больше среднегодовая нагрузка агпегатов
тем большая достигается экономия затрат на топливо при увеличении
т п. I
У ДЛЯ базовых установок со среднегодовой нагрузкой 6 5 70% обычно принимают верхний предел а„ т е около П 7 п !
степени регенерации и, например, 0= 0,8 из (3 1 2 ) получим! ’
г'(г + 1) V 0 0,875,
откуда г = 7 .
1 В обоих случаях <тР* Г
опт
II
/1 * 0 ,7 5 .
Д ля полупиковых установок со среднегодовой нагрузкой около 50%
обычно 0р=О,5-г-О,6 и 2 ?=Зч- 4.
Давление в отборах при 0 < 1 выбирается так же, как и при термодичииопьгл апт1 1-.10ГТ1 каА
__________
г
*
^ д
намически оптимальной температуре подогрева питательной
оды,
величину^ И3 подогрева воды во всех подогревателях на одну и ту же;
Ы
Iп*в
к
(3-14)
В установках с промежуточным перегревом пара условие <7, = 1СОЛ
:ш1м
5+
не удовлетворяется, поэтому результаты, полученные в § 2 -4, и соотно­
шение (3-14) не вполне пригодны для данного случая. Исследования
Ч расчеты показали, что после промежуточного перегрева пара целесо­
образно устанавливать 6—7 подогревателей с равномерным нагревом
воды по ступеням: на 2 2 - 2 6 °С в каждой (отборы 3 - 8 на рис 2 9)
Кроме того, один отбор осуществляется непосредственно перед промеЩ
перегревом (отбор В на рис. 2-9). Термодинамически выгод­
но за счет пара этого отбора обеспечить приращение температуры воды
в 1,о 1 ,о раза большее, чем в остальных подогревателях. Д алее вода
9 П - 9^ г ТУп аеТ в К0Тел' либ° "«П>«»етея еще в одной ступени „а
С. При установке этого подогревателя удельный расход топли­
ва снижается на 0,7—0,9 %.
топли
гтНИ йИ. УГ 'ЗН0ВКе повеР*ностных подогревателей важной характери­
стикой системы регенерации является величина недогрева воды на вы­
ходе ИЯ 1- ГП п п л п г п о в а т о г т п Г __ _________________
Н
ДМ
ВЬ|
отборывГо
ра /н:
н
I'
ч-
Чем больше эта величина, тем выше температурный напор в подо­
гревателе и меньше его поверхность. Но одновременно уменьшается
к. п. д. турбоустановки поскольку для достижения заданной тем перату
ры воды требуется пар более высокого давления.
у в е л и ^ ьВ°НяВ^ Г П0Г Г ВаТеЛЯХ недогРев до температуры насыщения
увеличить на 1 С, то расход топлива увеличится на 0 0 8 —0 12% Экономически целесообразный недогрев составляет 1,5—3°С в П Н Д и
.5—5 С в ПВД. Его величина тем больше, чем дешевле топливе.
ВОПРОСЫ
1.
Какая наименьшая температура перегрева пара допустима для турбины К -100-90?
Требуется ли применение высокохромистых или аустенитных сталей для изготов­
ления поверхностей нагрева котла и трубопроводов блока с перегревом пара до 570е С>
3.
Какими факторами определяется экономически целесообразная температура пе
генеративного подогрева питательной воды?
1смпература ре-
Г л ава четвертая
СТАНЦИОННЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ
4-1. ТРУ БО П РО В О Д Ы ТЭС И ТРЕБО ВА Н И Я К НИМ
Оборудование тепловых электростанций соединено сложной системой
трубопроводных коммуникаций. Последовательность соединения обору­
дования трубопроводами и размещение на них арматуры должны соответствовать технологической схеме ТЭС и обеспечивать надежную рабо­
ту о орудования во всех стационарных режимах, а такж е при пуске
и остановке.
“ ™?
В соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации
трубопроводов пара и горячей воды» все трубопроводы делятся на четы­
ре категории (табл. 4-1). В зависимости от категории определяются тре­
бования к материалам, конструкции, контролю и испытаниям трубопро­
водов. Наиболее ответственными на ТЭС являются трубопроводы паро­
водяного тракта и прежде всего главные трубопроводы острого пара
промежуточного перегрева и питательной воды.
’
Т а б л и ц а 4-1
Категории трубопроводов
Категория
трубопро­
водов
Наименование среди
Избыточное
давление, МПа
Температура, °С
•
1
;>
Перегретый пар
Независимо
То ж е
»
571—610
»
ъ
451—570
Свыше 18,1
Свыше 120
До 3 ,8
351 —450
8— 18
Свыше 120
До 2,1
251—350
Горячая вода, насыщенный пар
1,6—7 ,9
Свыше 120
Перегретый и насыщенный пар, горячая во­
да
: Г ■;Ш
.
-5 7*
0 ,1 — 1,59
Горячая вода, насыщенный пар
2
Перегретый пар
Горячая вода, насыщенный пар
3
4
611—650
Перегретый пар
120—250
На ТЭС с начальным давлением пара 8,8; 12,75 и 23,5 МПа (90; 130
и 240 кгс/см2) главные трубопроводы относятся к первой категории. Ко
второй категории относятся главные трубопроводы ТЭС с давлением
острого пара 3,4 МПа ( 35 кгс/см2). Расчеты трубопроводов на прочность
производятся по «Нормам расчета элементов паровых котлов на проч­
ность». По этим нормам длительность кампании высокотемпературных
трубопроводов, работающих в условиях ползучести, принята 100 тыс. ч.
4-2. ЭЛЕМЕНТЫ ТРУБОПРОВОДОВ
а) Трубы
Чем выше параметры транспортируемой среды, тем жестче требова­
ния к химическому составу и механическим свойствам металла т™б к
технологии их изготовления.
’
Д ля трубопроводов категорий 1, 2 и З применяются только бесшов­
ные трубы из спокойной стали. Для трубопроводов категории 4 исполь­
зуются также трубы с продольным сварным швом как из спокойной ста­
ли, так и кипящей (последние - при / < 2 0 0 °С). Д ля трубопроводов
категории 1 и 2 бесшовные трубы изготовляются по специальным техни...... условиям из
ческим
ил кованых
к о в а н ы х заготовок.
заготовок, Оеобо
иеооо высокие требования
предъявляется к паропроводным трубам первой категории. Весьма в аж ­
но, чтобы материал этих труб был однородным. Д ля этого кованую труб­
ную заготовку вначале обдирают снаружи, рыхлую сердцевину высвер­
ливают, и лишь затем заготовка прокатывается до заданных размеров.
Трубы из кованой ободранной сверленой заготовки в 3 раза дороже чем
трубы общего назначения. Поэтому они применяются лишь для наиболее
ответственных трубопроводов.
Внутренний диаметр труб В в определяется из соотношения
4(к)
В
пс
где С — секундный расход среды, кг/с; с — скорость среды, м/с; V —
удельный объем среды, м 3/кг.
Рекомендуемые скорости пара и воды в трубопроводах ТЭС приведе­
ны в табл. 4-2.
,
Т аблица
4-2
Рекомендуемые скорости воды и пара в трубопроводах
Наименование и параметры среды
Скорость, м/с
Острый пар 8,80— 23,50 МПа
35—50
Острый пар до 4,0 МПа
50—60
Пар промежуточного перегрева
35—50
Наименование и параметры среды
Водоводы напорные:
малого диаметра
100 мм)
(до
питательные
Пар низкого давления:
перегретый
насыщенный
2—3
Водоводы всасывающие
20—40
1— 1,5
2 ,5 —5 ,5
прочие
50—70
Скорость, м/с
0 ,5 — 1,0
Расчет толщины стенки бесшовных труб производится по формулам
(1 + АЛ
В
(4-2)
2од о п --- Р
или
РПи
(4-3)
2 Одоп -Ь Р
где Юв Ов-}-25
наружный диаметр трубы; р — избыточное давление
в трубе; Стдоп — допустимое напряжение для металла труб при рабочей
температуре, которую принимают равной максимальной температуре
транспортируемой среды (табл. 4-3); А х — коэффициент, учитывающий
технологический допуск на толщину стенки и разупрочнение гнутых труб
(табл. 4-4).
—
Та б лица
Допустимые напряжения для сталей при расчете трубопроводов <ТдОП
(максимальная температура, при которой указано значение одоп
является предельно допустимой для трубопроводов)
4- 3
Допустимое напряжение, МПа
Рабочая
температура
металла, °С
20
1Х12В2МФ
(ЭИ-756)
15ГС
12Х1МФ
15Х1М1Ф
168,0
188,0
142,0
500
550
123.0
72,5
137.0
83 .0
101,0
570
600
5 9 .0
66 ,5
20
250
143.0
129.0
181,0
161,0
350
450
104.0
6 1 .0
130.0
8 1 .0
610
650
1Х18Н10Т
Х16Н16В2МБР
ЭП184)
105.0
98 .0
112,5
85 ,5
61 .0
95 .0
72.5
110,0
101.0
66.5
9 7 .0
78 .0
Коэффициент Л, для труб
Радиус гиба
Наибольший минусовый допуск к толщине стенки, %*
равен*5%ПР€11еЛЯеТСЯ П° ГОСТ или ТУ на тРУбы. Для паропроводных труб
Я — радиус гиба криволинейной трубы; обычно # / # н= 3,5ч-4,
высокого давления он
Чем выше допустимая температура для стали, тем сложнее ее состав
и выше стоимость. Поэтому не следует применять сложные жаропрочные
стали, если не исчерпаны возможности обычных.
б) Фасонные части
На рис. 4-1 показаны фасонные части трубопроводов. Отводы
(рис. 4-1, а в) служат для изменения направления потока среды. Гну­
тые отводы изготовляются только из бесшовных труб. Они имееют не­
большое гидравлическое сопротивление и относительно просты в изго*
«={1,5+2)лн
Рис. 4-1. Фасонные части трубопроводов.
б>•
гаутый, крутоэагнутый. сварной; е, д, « —ответвления; врезкой трубы врез
кой штуцера, тройником; ж, з —переходы: симметричный, несимметричный.
товлении. Из-за больших размеров их не всегда удается использовать.
В стесненных условиях применяют малогабаритные крутозагнутые отво­
ды с повышенным гидравлическим сопротивлением. Сварные и литыг
отводы сложны в изготовлении. Их применяют при отсутствии других ти­
пов отводов.
Разветвление или слияние потоков может осуществляться непосредст­
венной врезкой трубы в трубу (рис. 4-1, г). Отверстие, вырезаемое в тру­
бе, снижает ее прочность. Если расчетами установленно, что снижение
а ~ вентиль; б — задвиж ка; вл г — обратные
Рис. 4-2. Трубопровод
клапаны с поворотной и подъемной тарелками; д, е,
^ \
хранительные клапаны: пружинный,
!*
й
прочности превышает допустимую величину, то трубу либо усиливают
вваркой толстостенного штуцера (5 Ш> 5 0, рис. 4-1, д), либо устанавли­
вают тройник, изготовленный из более толстостенных труб (5 Ш> 5 0.
5 К> 5 Т, рис. 4-1, е). Переходы (рис. 4-1 ,ж ,з) служат для сопряжения
труб разного диаметра. Несимметричные переходы применяются на го­
ризонтальных трубопроводах при необходимости их дренирования в сто­
рону трубы меньшего диаметра.
в) Арматура
В е н т и л и , з а д в и ж к и и к р а н ы относятся к управляемой запор­
ной арматуре. При закрытом вентиле (рис. 4-2, а) тарелка 2 должна
быть прижата к седлу 3 такой силой Р, которая обеспечит плотность при­
легания уплотнительных поверхностей (поверхностей контакта седла
и тарелки). Эта сила есть результирующая силы, передаваемой шпинде­
лем 1—г м, и силы от давления среды на тарелку Рр— ЩШщ р, где
V :
.Л
(I
диаметр отверстия в седле (диаметр прохода). При подаче среды сверху
(на тарелку) Рш и Рр суммируются и сила прижатия
’
* 4
1
Р
При подаче среды снизу (под тарелку)
л
Р
РШ
4
Ш
Из этих соотношений видно, что при равенстве сил прижатия усилие,
передаваемое через шпиндель, в первом случае меньше на величину
я
АРШ
Р
р[ш
сЦр.
2
Д ля вентилеи на высокое давление (р у 10,0 М Па) с проходом
50 мм величина А Р т I I кН. По этой причине такие вентили для
энергетики изготовляют с подачей среды сверху (на тарелку). Но и по­
дача среды под тарелку имеет свои преимущества. При открытии вентиля
с подачей среды на тарелку последняя стремится оторваться от шпинде­
ля, а в случае вентиля с подачей под тарелку — прижаться, что предпоч­
тительнее, так как упрощает крепление тарелки со шпинделем. Кроме
того, в закрытом положении сальник 4 такого вентиля изолирован от сре­
ды и его можно перебивать, не отключая трубопровод. Поэтому у вен­
тилей с небольшим усилием от давления среды (ру^ 2 , 5 МПа или
50 мм при всех давлениях) вода или пар подводятся под тарелку. Не­
которые вентили изготовляются для подвода среды с любой стороны. Это
усложняет конструкцию, но позволяет устанавливать их на трубопроводе
с движением среды в любом направлении.
У задвижки (рис. 4-2,6) затвор 5 имеет форму клина, благодаря че­
му вертикальное усилие от шпинделя 1, передаваемое клином на седло,
составляет (рис. 4-3):
Рш
Р кл
3Р
2 51п а
10 — угол между наклонной гранью клина и шпинделем ( з т а « ,
где а
« 0 ,1 5 ) .
1
Э то обстоятельство существенно упрощает конструкцию задвижек
большого диаметра в сравнении с вентилями, поскольку уменьшается
усилие в шпинделе. Задвижки допускают движение среды в любом н а­
правлении, а их гидравлическое сопротивление меньше чем ентилеи
в 3—8 раз. Клин задвижки состоит из двух тарелок 5 (рис. 4—2, б) с рас
порным грибком 6 между ними. Одна сторона грибка имеет сферическую
поверхность, что позволяет тарелкам поворачиваться относительно друг
друга и корпуса и занимать положение, при котором они плотно приле­
гают к обоим седлам.
При небольшом диаметре (с?о^ 8 0 мм) предпочтение отдается венти­
лям, так как они меньше по габаритам, легче и для таких размеров кон­
структивно проще.
О б р а т н ы е к л а п а н ы (рис. 4-2, в, г) относятся к самодействую­
щей арматуре и служат для автоматического предотвращения обратного
движения среды в трубопроводе. При нормальном направлении потока
2 1
Рис. 4-3. Усилия в уплотнительных
элементах задвижки.
седло; 2 — тарелки клиновидного
затвора; 3 — распорный гриб.
Рис. 4-4. Установка на трубо­
проводе ям.чульсно-предохранительного устройства.
под тарелку — давление среды поднимает ее вверх, а при обратном
потоке — прижимает к седлу, и проход перекрывается. Обратные клапа­
ны с подъемной тарелкой устанавливаются только на горизонтальном
участке трубопровода, а с поворотной тарелкой — на вертикальном.
Р е г у л и р у ю щ и е к л а п а н ы (рис. 4-2, д, е, ж) служат для изме­
нения расхода, что достигается частичным или полным перекрытием
прохода в седле профилированной иглой 7, шибером 8 или золотником 9.
Игольчатые клапаны применяются на трубопороводах малого диамет­
ра — до 50 мм. Шиберная конструкция применяется для клапанов на вы­
сокое давление (180 МПа и выше), а золотниковые — при более низком
давлении.
П р е д о х р а н и т е л ь н ы е к л а п а н ы (рис. 4-2, з, и) предназнача­
ются для защиты трубопроводов и оборудования от повышения давле­
ния сверх расчетного. При давлении, равном .или меньшем расчетного,
пружина 10 прижимает тарелку к седлу, уравновешивая давление среды!
При превышении расчетного давления равновесие нарушается, и та­
релка поднимается вверх, выпуская среду обычно в атмосферу.
Прижатие тарелки может осуществляться как пружиной, так и гру­
зом, подвешенным к рычагу (рычажно-грузовые предохранительные кла­
паны). При высоком давлении или больших диаметрах применяются
импульсно-предохранительные устройства (рис. 4-4), состоящие из
главного предохранительного клапана 1, конструкция которого показа­
на на рис. 4-2, и, и импульсного рычажно-грузового или пружинного
клапана 2 , который соединен трубой 3 с главным клапаном. При повы­
шении давления срабатывает импульсный клапан и по трубе 3 пар по­
ступает в камеру 11 (рис. 4-2, и) главного клапана. Благодаря тому, что
площадь верхней тарелки 12 главного клапана больше, чем нижней 13,
результирующая сила от давления направлена вниз и вся подвижная*
система опускается также вниз, а пар через проход в седле 3 и окна 14
выбрасывается в атмосферу. В закрытом положении нижняя тарелка
прижата к седлу давлением среды и затягом пружины 10.
К о н д е н с а т о о т в о д ч и к и (рис. 4-2, к) служат для отвода кон­
денсата, который может скопиться в нижних точках и тупиковых участ4
157
49
Ш йш щ М о& й
=
Ц
=
I
’
; Ш гЕ 5 й
=
и
Н
Н
В
К
в верхней части ко„денсатоотвоГчикаТ м еет с / в о з д у Г ы й Т е З Г 7 «
класса Ш
арматуры применяется того ж е
Их изготовляют из бронзы или нержавеГщ еГстаТлЬи ЭР03Н0" “0МУ ИЗН0Су'
г) Соединение элементов трубопроводов
Н
С последующей термообработкой
а категорий|! и 4^— фланцами. 1
И
Я
З
* ° подогревом’ а легированных
1
1
1 I 2 "Р-соединяется сваркой,
4 -3 . С Т А Н Д А Р Т Ы Н А Т Р У Б О П Р О В О Д Н Ы Е И З Д Е Л И Я
с
у
^
д
^
400, 450, 500 600 800 1 500 1 200 1 400 и '| е й ' 25’
200' 250’ 300- 35° .
обозначается символ™ О , Напримео I 1 м
Усл° в"-.й диаметр
диаметру изделия 200 мм
У
соответствует условному
хаРактеРизУется максимальным
ние называется у с ^ о в н ы м Т п г т ччле|о*^У^ е до 200 С ■
«влеусловных давлений до° $ | К 8 1 1 Ш
Ц * ! * «
шкалу
■
И
В
В
З
|Ш
давле
25; 40;°64-!
стой стали обозначается с и м в о л о м я п е н и е для изделии из углеродив кгс/см2: р , 64 (64 Й Ш м ?) р , 200 ( 2 0 0 к г с / с м ? ) Щ Р Р й Р „ “ Лич.нны
^ёГне^рГ(ГблДТ5еГЯНаВеЛ"ЧИНУ'
| В Г0С Т 356-59 принята техническая система единиц
Взаимозависимость давления и температуры для трубопроводных изделий
____
Ру = 4 0 и р у =40ХМФ (по ГОСТ 356-59)
Температура среды. °С, в зависимости от давления, кгс/сма
Класс стали
40
1
3
32
6
28
25
17
360
510
400
520
450
555
|
14
Г^
Углеродистая
12X1М Ф
200
200
250
300
300
450
570
а при монтаже трубопроводов для их соединения не требуется никакой
ПОДГОНКИ.
•>
7
Ь дополнение к Государственным стандартам (ГОСТ), определяю­
щим основные характеристики трубопроводных изделий, в энергетике
имеются и отраслевые стандарты (ОСТ). Характеристики изделий, нор­
мированные в ГОСТ, повторяются в ОСТ без изменения, но в отличие от
первых ОСТ определяют все размеры и конструкцию изделия, а не
только основные показатели. Отраслевые нормали для энергетики охва­
тывают практически все виды трубопроводных изделий (кроме армату­
ры). При проектировании трубопроводов изделие выбирается по
йЩ
из соответствующего стандарта. При этом не требуется выполнять де­
тальный чертеж изделия, а достаточно лишь сослаться на номер стан­
дарта. Трубопроводная арматура выбирается также по р7 и
по ката­
логам промышленной трубопроводной арматуры.
4-4. КОМПЕНСАЦИЯ ТЕМПЕРАТУРНЫХ УДЛИНЕНИЙ
При нагревании трубопровода от температуры окружающего воз­
духа /в Д о температуры протекающей в нем среды 1С все его линейные
размеры увеличиваются на
М:
/, а Ы ,
(4-4)
где и — линейный размер при температуре
|Й § § 1 I
разность
температур; а — коэффициент линейного расширения, 1/град.
Оборудование, к которому присоединен трубопровод, препятствует
его свободному расширению. Если после нагрева освободить один из
концов трубопровода, например М (рис. 4-5), то этот конец переместит­
ся в точку М ' на расстояние:
М
вдоль оси ОХ]
(4-5)
Д/
Ьу аД/
вдоль оси ОУ.
(4-6)
При закрепленных концах трубо­
провод деформируется (изгибается),
в нем возникают напряжения, а в
опорах — реактивные силы и мо­
менты. Изгиб осевой линии трубо­
провода, вызываемый температур­
ными удлинениями его элементов,
называется
самокомпенсац и е й.
Определение сил, моментов и на­
пряжений от самокомпенсации в об­
щем случае является сложной з а ­
дачей, для решения которой исполь­
зуются электронные вычислитель-
«
Рис. 4-5. Деформация осевой линии тру­
бопровода от температурных расширений.
1 — трубопровод
в
холодном
состоянии;
2 — трубопровод с одним незакрепленным кон­
цом в горячем состоянии; 3 — трубопровод с
закрепленными концами в горячем состоянии*
4
51
л
ные машины. Рассмотрим в качестве примера Г-образный трубопровод
(рис. 4-Ь). При его нагревании на
плечи 1\ и /2 удлиняются соответственно на
Д/х
Д/„
Щ11
(4-7)
(4-8)
а Д / / ,.
#
В точке А прогиб плеча к будет равен удлинению плеча /2, т. е. Д1г.
ьсли плечо /1 рассматривать как консоль с прогибом на свободном кон­
це Д/2 то, как известно из курса сопротивления материалов, в месте
заделки возникают изгибные напряжения
о из
3М о Е Н
211
(4-9)
где Е
модуль упругости первого рода;
Н — высота поперечного сечения балки, для
трубы Я==/)н.
В отличие от консоли незаделанные кон­
цы плеч 1\ и /2 не свободны, а соединены ко­
леном. Это соединение делает трубопровод
Рис. 4-6. Г-образный трубопро
более жестким, поскольку препятствует сво­
ВОД.
бодному перемещению концов. Поэтому
фактически возникающее напряжение от
изгиба
аи
скз^^м есте закрепления плеча 1\ Г-образного трубопровода
больше, чем в консольной балке, примерно вдвое:
а из
ск
3М2ЕОн
З а Д //2И ) н
2
/1
/1
(4-10)
Из этого соотношения видно, что напряжение в месте установки
опоры тем больше, чем меньше прилежащее к этой опоре плечо и чем
оольше перпендикулярное плечо.
Прочность трубопровода зависит как от величины напряжения вы­
зываемого внутренним давлением,
’
а
( | 4~ Ах) Р „ — 5
25
Р,
(4-11)
так и от изгибного напряжения. Величина последнего должна удовлеТПППЯТК
нрпапоиоттм
^
творять неравенству:
Г
а ИЗ
ск
1,1аДоп
2
/ а
а ДОП
(4-12)
ют ЕгСнЛй / СЛ0ВИе (4‘12) Щ удовлетворяется, то искусственно увеличивабольший иэЬ плрцСЧГТп ком^5нсаторов (рис. 4-7), устанавливаемых на
оольшем из плеч. При тейловом удлинении
этого плеча возникает прогиб вертикальных
участков компенсатора 1-2 и 3-4, благодаря
чему уменьшаются прогиб и напряжения в ко­
ротком плече О-А. Чем больше вылет компен­
сатора к , тем меньше напряжение от изгиба.
трубопроводах низкого давления (до
Рис. 4-7. Трубопровод* с
0,6 МПа)^ для компенсации температурных
П-образным компенсато­
ром.
удлинений применяются линзовые компенсаторы (рис. 4-8) с количеством линз (волн) от
одной до четырех. Схема установки линзовых компенсаторов на трубопроводе показана на рис. 4-9. При нагреве трубопровода его удлинение
Соотношение (4-10) применимо при
Щ.
компенсируется равным по величине сжатием линз. Количество устанав­
ливаемых линз определяется из соотношения
п
(4-13)
8
— длина компенсируемого участка трубопровода; б — допустимое
сжатие линзы в осевом направлении. На боковые поверхности линзы
действует внутреннее давление, создающее распорное усилие,
Р
В
пр
(4-14)
где
— наибольший внутренний диа­
метр линзы; Ив — внутренний диаметр
трубы.
Распорное усилие стремится растя­
нуть линзы. Чтобы воспрепятствовать
этому усилию, их скрепляют стяжками.
Линзы компенсируют удлинение уча­
стка трубопровода только между
стяжками. Поэтому длина Ь. в равен­
стве (4-13) — расстояние между точка­
ми крепления стяжек.
Рис, 4-8 Линзовый компенсатор.
Количество устанавливаемых линз
можно
(■
К Н И уменьшить
Н Н Ш Ы Н вР 2 я раза,
Ш л если
выполнить предварительную растяжку (рис. 4-10). Для этого между
стыкуемыми трубами оставляют зазор
М
а А (.
2
Рис 4-9. Установка линзовых компенсаторов на трубо­
проводе.
1 — линзовый компенсатор; 2 — стяжки.
Рис. 4-10. Предварительная растяжка линзовых компенсаторов.
I, 2 —см. рис, 4-9; Я—стяжные болты для предварительной растяжки лииз.
(4-15)
С помощью вспомогательных стяжек компенсатор растягивают Лас­
ки труб сближаются и их сваривают.
Щ Растягивают> 4>асПри нагревании трубопровод удлиняется на величину,
М ( > аЫ Ь,
(4-16)
составляет:растянутого ^стояния переходят в сжатое. Величина сжатия
А1СЖ | Я/
м |
Н
2
Следовательно, необходимое количество линз при предварительной
растяжке
аМ 1
п
тЪг,
■
...
1
ма Работы шар-
Щ
ние трубопровода).
Я
(4-17)
26
уменьшается в 2 раза.
На рис. 4-11 показан другой способ ком­
пенсации температурных удлинений с по­
мощью линз, используемых как шарниры.
При тепловом удлинении плеча
в точ­
ке А верхней линзы и точке В ' нижней про­
исходит сжатие, а в точках В и А ' - растяжение. Боковые поверхности линзы поворачиваются относительно друг друга на некоторый угол а, благодаря чему верхний конец участка трубопровода между линзами
отходит от исходного положения в напиаитемпеРатурного п е р е м е ^ Г Х и
’
достигается компенсация удлинения
плеча
Ш
4 -5. П Р О К Л А Д К А И К Р Е П Л Е Н И Е Т Р У Б О П Р О В О Д О В
М Р
трубопровода должна соответствовать технологической
ствовать удобн ом ^ обсл уж и в ^ и ю оборудования^ДЛИН6НИ^ И
д ^ я
г а
а
в
-
строительных констоукпий и -гр
вс ^
Р
^
Ж
а
г у р -
ПреПЯТ'
я
а
д
а
ДЫ прокладываются вблизи
ют ° " “ Р“ “ляссиф™ирук>гся по перемещениям, которые они допуски
ют. Различают два основных кттярря оттгч«* „ л „
допуска
щие перемещения трубопровода, и н е п о д в и ж ны” е* неЫ! ’ Допускаю'
перемещений.
с д в и ж н ы е , не допускающие
йршШой
гШ й ;1 ш й й I Н Я М ■ . « I в
в горизонтальной плоскости, но^и в вертикально^6 пппеЩаТЬСЯ ™ только
на пружины (оис 4-19 р\ Ппа чг
ной, опору устанавливают
иногда устанавливают на шарикопоХиТники и л й Ж Ж ^ ^ Ч 1 К *
оры различаются конструктивным оформлением Усиленные кпп
пусные опоры применяются только в качестве неподвижных, а хомуто-
вые и упрощенные опоры могут быть как подвижными, так и неподвиж­
ными. Выбор типа опор зависит от воспринимаемого ими усилия и па­
раметров среды в трубопроводе. Область применения опор указывается
в нормалях. Так, например, для главных трубопроводов упрощенные
опоры не применяют, но зато они широко используются на трубопрово­
дах холодной воды как в качестве подвижных, так и неподвижных.
4 шпильки
а)
Рис. 4-12. Типы опор и подвесок трубопро­
водов.
сЙТ§
Ж )
§
«О .
ЧУ
§§
ЧГ
%)
о
— скользящая опора хомутового
правляющая опора упрощенного типа; в — неподвижная опрра корпусного типа; г — направляющая
шариковая опора хомутового типа; д — роликовая
опора (допускает перемещения; только вдоль оси
трубопровода); е — Пружинная опора хомутового
типа; * — простая подвеска; э — блок пружинной
подвеска.
Простые подвески допускают перемещения точки подвеса в любом на­
правлении в горизонтальной плоскости. Для беспрепятственного переме­
щения необходимо, чтобы
н
I > 40Д/,
(4. 18)
где /
длина тяги; Д / — перемещение точки подвеса.
Если трубопровод имеет вертикальное перемещение, то опору ус­
танавливают на пружины или крепят с помощью пружинной подвески.
Неподвижные опоры воспринимают нагрузки от веса трубопроводов,
типа; б — на­
а также силы и моменты, вызванные компенсацией тепловых удлине­
ний. Направляющие опоры воспринимают нагрузки от веса трубопрово­
да и силы от самокомпенсации, перпендикулярные оси трубы Скользя­
щие опоры воспринимают только нагрузки от веса трубы.
Усилия от веса трубопровода, воспринимаемые опорой, рассчитываются по приближенному соотношению:
Рои = 0/2,
(4-19)
где С — вес трубопровода с изоляцией и транспортируемой средой на
участке между двумя смежными опорами.
Рис. 4-13. к расчету усилий на опори.
ЙЬ
Рис. 4-14. к определению затяга пружин.
2 СВ“ нЫС01ая пружияы в свободном состоянии;
ХОЛ
СВ
хол -“ Высота пружины при холодном
трубопроводе; Я гор — высота пружины для трубопровода в горячем состоянии.
■Я
например, усилие на опору 2 (рис. 4-13) определяется по. весу
Р Я 'я —Вш
(4-20)
я
*
''■макс
в Щ Ш р Щ ИИ*- воспринимаемое
=
пружиной при ее
вТо% ГОаляТ Г а И„Яр у ^ Г ) Ш
нагрузку в соответствии " р Й с т Т м ^ ^ Т е е
X
гор
в
— У.
^оп
макс р------.
•^макс
(4.21)
9
холодном состоянии затяг определяется соотношением
^хол — ^гор ± к,
(4-22)
где к — величина температурного перемещения точки крепления трубы
(знак п л ю с - в в е р х , знак м и н у с - в н и з ) . При нагревании точка креппружина в рабочем состоянии трубопровода будет иметь расчетный затяг.
Усилие на пружину в холодном состоянии
181В 311ЩМ1
= 1 ... | р ; _ р т + к
макс
.
Лмакс
(4-23)
4
7
ИВ
последнего равенства следует, что в холодном состоянии усилие
пружины не соответствует весу участка трубопровода. В результате
этого происходит перераспределение усилий между опорами, что неж ела­
тельно, поскольку может произойти изгиб трубы. Чтобы уменьшить вто-
рое слагаемое равенства (4-23), выбирают пружины с большим значе­
нием Амане- Обычно
&Амакс < 0 ,3 1 - 0,4
(4-24)
при возможно меньшем значении рМакс, но с соблюдением неравенств:'
Роп
- *
Л
<1
^макс
^макс
для случая, когда точка подвеса перемещается вверх ( Л > 0 ) ;
Л.ЗКС > Роп
для случая, когда точка подвеса перемещается вниз ( Л < 0).
Действительно, при Л> 0 из равенства (4-22) следует:
(4-25а)
(4-256)
^хол — ^-макс
макс р~ 0П------ Я Ь.
* маке
Если
Р
г макс
то получим
>1
^хол
1
Лмакс
9
^макс»
что невозможно.
Аналогично доказывается необходимость условия (4-256).
Подставляя значения ЩАмане' и Роп/Р^шк в равенство
получаем:
'
|хол <
Я+
( 0 ,3 1 0,4)
(4-23),
Роп
1 — (0 ,3 т- 0 ,4 ) *
откуда
Л с о л /Л т < 1,43 ч- 1,66.
Таким образом, при указанных значениях Л/Ямакс и Яоп/Лвакс усилие
в холодном состоянии примерно в 1,5 раза больше, чем вес соответству­
ющего участка трубопровода, что считается допустимым.
Горячие трубопроводы изолируются. Температура на поверхности
изоляции не должна превышать 40—50 °С. Трубопроводы должны окра­
шиваться по всей длине в строго определенный цвет, зависящий от па­
раметров. Например, для трубопроводов острого пара р = 8 ,8 0 МПа
(90 кгс/см2) принят красный цвет с черными кольцами.
4-6. Г И Д Р А В Л И Ч Е С К И Й Р А С Ч Е Т Т Р У Б О П Р О В О Д О В
Падение давления в трубопроводе определяется соотношением
П
П V2
где Я= 1/(1,14+2 1д —-1 — коэффициент сопротивления трения; 2)в—
внутренний диаметр трубопровода, мм; кэ — эквивалентная шерохова­
тость: для бесшовных труб Лэ= 0,2 мм, для сварных труб Аэ= 0,3 мм,
для труб, подверженных коррозии, Лэ= 0,6 мм; & ( 1= 1, 2, 3, ..., п) —
коэффициент местного сопротивления (табл. 4-6); I — длина прямых
участков трубопровода.
Подставляя в равенство (4-26) значение с из ( 4- 1 ), получаем:
Коэффициент
сопротивления
Наименование
Отводы гнутые
== 150-М50 мм
Ив
0,2—0,10
Отводы
сварные $ §
= 100—450 мм
0,8—0,6
Задвижки
ные1
0 ,5 —0 ,7
полнопроход-
Обратные клапаны
6—8
Коэффициент
сопротивления
Наименование
Переход на больший
метр
диа­
0,1
Переход на меньший
метр
диа­
0 ,0 7
Тройник
равноприходный
при слиянии одинаковых
потоков
1.3
ш
1 ПолнопР°ходные задвижки имеют одинаковый диаметр присоединяемой трубы и седла.
ваю тсяЭГ п ^ РЛ ВеНСТВа
что с Уменьшением диаметра увеличигии ня
П0ТеРи> вследствие чего возрастает расход энерР Г П тт
пеРекачкУ воды или снижается давление пара, что уменьшает
^
еНН0СТЬ Как р або,его тела' С «РУг°в стороны, чем меньше диаметв
1етп ппп™»а’ тем меньше его масса и стоимость. Оптимальный днаметр определяется технико-экономическим расчетом.
ь табл. 4-7 приведены гидравлические потери в главных паропооводах принятые на электростанциях Советского Союза. ПроверочныеГид­
равлические расчеты обязательно выполняются для паропроводов при­
веденных в таблице, а также для всасывающих трубопроводов конденП питательных насос°в с целью определения подпора ^ в?асе
данным ?абл °4-Т2аЛЬНЫХ трубопРоводов обычно скорости выбираются по
Таблица
4-7
Падение давления в паропроводах
Наименование паропровода
Свежий пар на участке котел — турбина
для установок на:
8,8 МПа
12,75 МПа
23,5 МПа
Пар на промежуточный перегрев
Пар после промежуточного перегрева
Падение давления, МПа
1,0
1,0
1,5
2—2,5%
2 ,5 —3%
от давления
за Ц В Д 1
прев^шатьМ1 П а в ? енияИза Ц В Д НИЯ “ паРопровода* промперегрева не долж но
4 -7 . Р Е Д У К Ц И О Н Н О - О Х Л А Д И Т Е Л Ь Н Ы Е У С Т А Н О В К И
Давлениях/?! и температуры
пара до необходимых
ГРОУ? гхрмя Л
?ЛЬЗуется РеДУкВДонно-охладительная установка
*
которой показана на рис. 4-15. Пар, проходя через дрос­
сельный клапан шиберного типа и решетки в пароохладителе {рис 4-? 6 )
чИруется- Мног°ступенчатое дросселирование (в клапане и Р
СНИЖает уровень шума при расширении пара. Расход пара
изменяется с помощью дроссельного клапана, аналогичного по констзначений
л
^
Т е Т я Е ЛИРУЮТ МУ КЛЗПаоНу (РИС- 4' 2)- В пароохладитель впрыски­
вается вода через форсунки. З а счет ее испарения происходит охлажле
ние пара. Расход воды на впрыск:
происходит охлажде-
где Сп— расход редуцированного пара;
ь2— энтальпия пара до и
после РОУ; /в— энтальпия впрыскиваемой воды.
Регулирование расхода воды осуществляется с помощью клапана
постоянного расхода (рис. 4-17). Независимо от фактической произво*
Рис. 4-15.
Схема редукционно-охладительной
Венгоковского арматурного завода.
установки
/
задвижка; 2 — дроссельный клапан; 3 — дроссельные шайбы;
4
клапан постоянного расхода; 5 — пароохладитель; 5 — предохра­
нительный клапан; 7 — форсунка; точка а. — подВод острого пара;
о
отвод редуцированного пара; в — подвод воды на впрыск;
—2 — отвод воды в деаэратор.
Рис. 4-16. Пароохладитель
1 — дроссельные
решетки;
2 — форсунки.
Рис. 4-17. Клапан постоЯННОГО расхода.
/ — распределительный кла­
пан;
2 — подвод
воды;
3 — отвод воды на впрыск;
4 — отвод воды на слнв.
дительности РОУ к клапану подводится постоянное количество воды
Окл- В клапане поток разветвляется на два, один из которых Св посту­
пает на впрыск, а второй 0 СЛ— на слив. При этом
Св + Ссл = Скл = пост.
Перераспределение воды между впрыском и сливом осуществляет­
ся за счет перемещения распределительного клапана. Необходимость
такого устройства поясним на примере. В РОУ с начальным давлением
пара р 1= 12,75 МПа и конечным давлением р2= 1,27 МПа вода на
впрыск подается от питательного насоса и имеет давление рп.„= 1 8 ,0
МПа. Фактически перед клапаном давление воды должно составлять
Р в = 3,0 М П а1. Избыток давления ДрДр = р п.н—Р в = 15,0 МПа теряется
в дроссельном устройстве. Чтобы перепад давления на дросселе был
одинаковым и не зависел от производительности РОУ, необходимо
иметь постоянный расход воды через дроссельное устройство. Именно
это и достигается при установке клапана постоянного расхода.
1 С учетом, потерь давления в форсунках.
с т в е ? н ^ = ^ СЯ ДЛЯ растопки котла. резервирования произволтребуемых параметров, "в б л о Т ы х ° с х ™ ™ Р О у Р>„ т о , " СТОЧ"“К° В
пением Г р а б ^ Т г -Г с )" Ц
Р
I *
^ Р° СаХ “ аГруЗКИ' р ° у ' с б ы ^ р ы Г в Г ю -'
^ с) называются быстровключающимися (БРО У ).
ВОПРОСЫ
Ж - т ™ К0* КаТеГОрИИ 0ТН0СЯТСЯ трубопроводы
2.
острого пара блока с турбиной
Как конструктивно выполняются разветвления потоков >
провода?
ТИП ° браТр0Г° КЛапана Устанавливают на вертикальном участке трубо-
г’ Как устанавливаются вентили на трубопроводах?
с турбинами
М
применять для регулирования питания котлов на ТЭЦ
И ! И ,М И ” Я
|
компенсации температура,* „ .„ и о н и й , если
а) температуру транспортируемой среды:
б) наружный диаметр труб;
в) толщину стенки;
*
-V ..
V; _
НИИ тдо™и“Ытра“ гУСТ>“,>,ОК " ра°Тгояше между неподвижными опорами при оохраие-
Глава пятая
ЭЛЕМЕНТЫ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТЭС 5-1. Р Е Г Е Н Е Р А Т И В Н Ы Е П О Д О Г Р Е В А Т Е Л И
неративного
почку последовательчо
меРе “ ределнете, схемой регеВ°ДЬ1, а последняя представляет це-
Регенер^тивны^'по;югревателнНмогутейьп^)аТИВНЫХ
ностиого типов. В смешиваютрм пПлп
смешивающего и поверхпутем непосредственного соппикогнлв^ниВаТеЛе подогРев осуществляется
денсируется при темпеоатупр няс
воды с паром, причем пар конв подогревателе и отдав», в о н ,'“ Т ™ 1 соот» ^ т в у ю щ е й давлению
пературы Щ
Ж
п
р а к т и ч е с к и
до темвателе будет рассмотрен ниже (см § 5 3)
смешивающем подогре­
ла Поступать4 в° п о с л е д у ю щ и й В И р Л
вода могвысоким давлением после пологпрпя 1 РегенеРативн°й схемы с более
насос. Н а р и с : й Ш В Ш Ш К Ш & Ш Д0ЛЖен быть неркачивающий
шивающими подогревателями а н а лр *;” еР.ативного подогрева со смеи температуры волы К яж пиб’
схемой даны изменения давления
равное сумме
НаС0С С03дает Я
К
и гидравлического сопоотивлрния^и
смешивающем подогревателе
следующего подотревателя ^Читатр л
0Т насоса 1 8 Ж
последнего подогревателя оазвивярт п! насос’ Установленный после
для обеспечения за паропеоегоевятрлрм ™ лное Давление, необходимое
В подогревателе П 1 осуществляется поло™ ' заданного Д ел ен и я пара.
В П 2- с
ДО 13„ в д а - с ™ д о ™ в А - с ( д о 7 Сав „С '* Д° *'~
насосе температура воды повышает?, с / „ до I
питатель» °“
нескольких перекачивающих’
новку. С точки зрения трпппвпй
требует
>сложняет и удорожает уста-
ватели обеспечивают наибольший эффекГот%™ге“ р ? в д Г т 1 к \ и ° Я01'’>е'
вода нагревается до температуры насыщения. регенерации’ 1ак как в них
В поверхностных подогревателях, в которых тепло конденсирующего1 Ш Ш передается воде через стенки трубок, образующих поверхность
рева, температура воды на выходе из подогревателя всегда ниже тем­
пературы насыщения греющего пара на некоторую величину
называе-
Рис. 5-1. Схема регенеративной установки со'смешивающими подогреЕ Я гйШ
вателями.
Рис. 5-2. Схема регенеративной установки с поверхностными подогрева­
телями.
мую недогревом, т. е. 0 , = / 1н— / п1, д 2 = / 2н—
и т. д. Здесь / м и *п2 —
температура воды на выходе из подогревателей П1 и П2. Обычно при
проектировании подогревателей величина недогрева для расчетной на­
грузки принимается равной 3—5° С. Ввиду наличия недогрева поверхно­
стные подогреватели по отношению к смешивающим снижают эффект от
регенерации. Относительная разница в к.п.д. той и другой схем измеря­
ется десятыми долями процента.
На рис. 5-2 приведена схема с поверхностными регенеративными по­
догревателями. Первые по ходу воды четыре подогревателя находятся
лад давлением, создаваемым кондеисатпым насосом (К Н ). Эти подогре­
ватели называются п о д о г р е в а т е л я м и н и з к о г о д а в л е н и я
(П Н Д ), так как давление в них по водяной стороне в современных бло­
ках не превышает 2,5 МПа, а в более старых установках было на уров­
не 0,5 1,5 МПа. Давление в трубках должно выбираться из условия
предотвращения вскипания воды, т. е. температура кипения должна быть
выше температуры воды на выходе из подогревателя.
.
После группы подогревателей низкого давления установлен питательЙ М И Ш Развивающий Давление, необходимое для питания котла. Под
этим самым высоким в пароводяном тракте давлением находится трубР
Ш
ВТОрОИ ГруППЫ П0Д0ГРевателей, которые поэтому называютп о д о г р е в а т е л я м и в ы с о к о г о д а в л е н и я (П В Д )
Поверхностные подогреватели не требуют установки перекачивающих
насосов, но вносят с собой другое осложнение: удалениеТонденс“ та
греющего пара (дренажа) из подогревателей. На
рис. 5-2 показана
к а с к а д н а я с х е м а слива дренажа, при которой дренаж'последовав
тельно сливается из одного подогревателя
в соседний с меньшим давлением. Из подо­
гревателя ПЗ дренаж забирается сливным
насосом и подается в линию конденсата по­
сле ПЗ. Такая схема отвода дренажа доста­
точно проста^ и предусматривает только
один сливной насос, который перекачивает
не весь поток конденсата, а только поток
дренажей подогревателей.
Д ренаж подогревателя П2 сливается в
Рис. 5-3. Схема теплового ба
подогреватель /7/, а из него — в конденса­
ланса смешивающего лодогре
вателя.
тор. Эта схема слива дренажа не требует
насоса, но связана с небольшой потерей
тепла, которое отдается вШМЙЙЁЙИИМ
конденсатор
ры^конденсата*/
охлаждении "отака Дренажа до температ'уП1 и П9 иоупттк
онденсатор сливаются дренажи подогревателей
оозив
Л „пД ЩИХСЯ под разрежением и янляющихси очагаии
р зии из-за присосов воздуха. В конденсаторе эти дренажи яеаэоипу
Г * И ВМеСТе с ОСНОВНЫМ турбинным конденсатом МО™ п р о п е ­
каться через конденсатоочистку, где освобождаются от п р о е к т о в корпара’ поступающего из' отбора турбины определя­
емо 5 ч п ении тепловых балансов регенеративных подогревателей На
вГтеля
ппаБЛеНа«СХеМа теплового баланса смешивающего подогре­
вателя. Д л я примера был взят из схемы рис. 5-1 подогреватель ш
писываем уравнение теплового баланса подогревателяР^ к а к у р а в н е н и е
смешения теплового потока греющего пара Я п313 и теплового потока о с
новного конденсата (/) — Ом — Д п3) с в/2н:
теплового потока осют
Япз Н + ф —
— Я п3) св /2Н (Я - Я п4) св I
(5-1)
ЗН
Величины св/2н, св/3н
п
средняя теплоемкость Нводы!ИИОбозначим;11 с Т Т Г Т с ^
Величина ( 0 — й п4) съ13н — поток тепла, выходящий из Подогревателя
Поток конденсата для схемы со смешивающими подогревателями опое
деляется следующим образом: после последнего подогревателя^расход
конденсата равен расходу пара на турбину Д после й р З Й с Й и и К ^
—Оы (рис. 5-1), далее Я —1>п4—Д * и т. д.
«лад*ы о и
В конденсатор поступаем поток
(5-2)
1
Из теплового баланса (5-1) определяем Д ^ :
■I
!
1
Г
Iаь
2Н
(5-3)
2Н
В уравнении теплового баланса (5-1) не учтены потери тепла обычно
незначительные, в окружающую среду. Если учесть эти потери с по
мощью коэффициента т|п, то получим:
0„3 = (О - 0 „.) Щ Ш . ±
62
_
8
*2Н
Лл
.
,5-3')
*
‘
-
Можно принимать 'Пп=0,990-^-0,995.
Обозначим величину подогрева воды
личину *з—*2н-‘
*3
Ч ~
12н ~
*3н +
/ Зн- / 2н =
*3н — Ч » =
Д/3 2 ; преобразуем ве­
<73 +
Д ‘ з-2-
введенные^обозначённяГ"з а пиш е и°Г'ра сх од Ипа р а °и а ° п
р е вате л ь"1ЬЩ :
^ 1 ггк г ■
ю
Из теплового баланса Подогревателя П4 можно получить:
Оп. = о .
" 4'3
(5-4)
По аналогии можно записать выражения для П 2 и П1:
А,а =* (О — й аа — Оп3) —
-----;
Я» + Д*2-1
(5.5)
^п1 = (О
Оп4 — Г>п3 — Д па) ------ ^ — .
(5-6)
+ Д*1.к
Регенеративный подогрев снижает величину сквозного потока пара
к через турбину, которая определяет, с одной стороны, потери в холод­
ном источнике и, с другой стороны, размеры так называемого «холод­
ного конца» турбины (сечение выхлопа), поверхность охлаждения кон­
денсатора и расход охлаждающей воды.
Определим величину Он для условий схемы рис. 5-1:
Ас ^ ^
-----
2 Я р =з О — О п4 — Оп3 — Д П2 — Дпх*
Выражение для /) к удобно получить следующим образом.
Сначала определим О—/) Д4:
0 —Аи = 0 [ 1— —— ----" 1 = 0
94 + д‘4-3 /
Ч*
Ях +
4-3
Далее определяем:
о — й м — йпз = {й — Им) —(О —Г>„4) -----В й ---- = (О — ОпЛ [ 1
93 Ц Д‘з-2
\
44
О
“?4 +
<?3 + Д»з.2
дз
Дг4-3
?з +
Д*3-2 *
Следующий шаг:
&
^П4
(.0
А*
/)п4
^П2 ~ Ф — ^П4 — А й ) — Ф — Оп4 — Оп3)
А,з) I 1
I==0
; гг
|%
Д*2-1
+ Д%1
2-1 /
^4
^3 + А*3-2 ^2 ® ^-2-1
И, наконец, окончательно имеем:
А* = О
^п4
А * — Аю — А п = (О — /^п4 — ^пз — Ат*)
пя —
Шл
(Р — Ам — А,3 — йПг)
М
— (И — й П4 — й пЭ— Г)пг) [ 1-------—1§—
.
Ч +
1-к
\
94________ Яа
Г>
<?, -Г Д* 1 .к
<7а
94 + А*4.3 93 + Д'з.г <?2 + Д*2-1 0. + Д»1.к
Можно записать выражение для а н для случая п смешивающих подогревателей:
®к
а к = ---- =
’ц
^л—1
^п“^Д1я-(я—1)
^я—1+Д'(л—1).(л—2)
&
^+^'2-1
<71
+Д*Ьк * ^ ^
где ак — доля пара, поступающего в конденсатор
регре.Ра7о*„Тлр“ н»"ь:“ ЬНЮ Ш И Н Д“" ^УРбоустачов™ вез нромелЙЙиогр „е-
ты.
Яп
• *
я
я
я.
Такое допущение приводит к равномерному распределению подогрева по ступеням
в качестве оптимального решения (см. § 2 -4):
^ спРеделе1Шю
А*' В Мп-(п—1)
м 2-1
(л—1)-(л—2)
м 1-к I
Подставив эти оба условия в (5 -7 ), получим:
п
Я
при ЩШво
ак
(5-8)
При этом
IПН
2 3 4-
Iк
Я
п
7 8 3
Если энтальпия питательной воды после системы
регенеративного подогрева является величиной фикси­
рованной (задается на основании технико-экономичес­
кого анализа), то из (5-8) и (5-9) следует, что суммаРная Доля отборов на регенерацию растет с увеличе­
нием числа ступеней подогрева п.
Рис. 5-4. Зависимость сум­
марной доли отборов на ре­
генерацию от числа ступе­
ней подогрева.
______________________________ I
™ „ ? е г ^ % г „ яр „ т - т •г г “
Преобразуем величину
ак
(5-9)-
ь° Р 1
” ™чииу. Для этого нужно найти предел
п
Я
п
1
Я + Ш.
М
1+
Обозначим постоянную величину д / и
п
1
IПН
Я
IК
пд
Ж
|’к) через а. Тогда имеем:
пн
1
ак
+
1
1
п
ап
Итак, надо найти:
Пт
/1->оо
1
+
1
п
ап
Задача сводится к отысканию
Нш [ Н --------- )
п~*"°° V
ап I
=
ПтХ
п-р. оо
Прологарифмируем величину Хл
1п X = п 1п [ 1
1
па
и будем искать предел
Нгп 1 п Х = П т
П-*- оо
1п (14-
1
па
1п 1+
Пт
П-*-оо
1
ап
1
п
Поскольку получается неопределенность вида 0 / 0 , применим правило Лопиталя
Пт
Нш
ЦШ
НВ
'
ап
Пт
«->со
ап 2
Пт
1
П-*- ОО
п
1
1+
1
ап
Таким образом, П т 1п X
*
а
а
ОО
I
Пт X = е а , т. е,
П
- +
о о 'г;Я|И
1
✓
1
П т ( 1+ -----
п-+ » V
4
л
ап
Пт а к
(5-10)
1
П-*-оо
а
Так, для условий, рис. 5-1 имеем:
д = 2 080 кДж /кг;
2 080
Я
а
*лн
1
гк
925 — 117
2,57;
а к*»
и
1
2,57
о , 677;
2 а роо = 0 ,323.
Формулу (5-10) можно использовать для прикидочных расчетов величины а к реаль­
ных схем, принимая в качестве ?Ср некоторое среднее значение теплоты конденсации.
Так, для турбоустановки К-300-240
,
<7ср = 2 4э0 кДж/кг; а =
2 450
,
-о т = 2,5; Ы = 1К- М в в = 9 8 3 кДж/кг; а к°°= е
= 0 ,6 7 , что
совпадает с результатами заводского расчета.
Переходим к тепловым балансам поверхностных подогревателей.
Уравнение теплового баланса в этом случае представляется в виде ра­
венства тепла, отдаваемого в подогревателе греющим паром и горячими
дренажами, и тепла, воспринимаемого водой. Греющий пар отдает теп­
ло конденсации при температуре насыщения, поэтому и дренаж подогре­
вателя имеет такую же температуру.
Баланс подогревателя Пб из схемы рис. 5-2 запишется следующим
образом:
^пв (*в
*вн) "Т" ^П7 (*7и
*бн) в В (*пв — *п§)----
Здесь /пб—энтальпия воды при температуре за подогревателем /76;
/п5— энтальпия воды при температуре после подогревателя П5\
—
коэффициент, учитывающий потери тепла в окружающую среду.
Из уравнения теплового баланса получаем значение 0 П6«
ч
Ш Ж -Ж % 1
О (*пв
*Пб)
---^П7 (*7Н —“ ^*бн)
А < в ~ ---------------- т2— :------------------ .
«а — «ей
(5-11)
Из выражения (5-11) видно, что величина отбора пара на подогрева­
тель зависит от подогрева (/Пб—*пв) воды и от тепла конденсации (»6—
—/ей)- Отбор на подогреватель Пб вытесняется дренажем из подогрева­
теля П7 на величину.
- ■<?н ~ — . Такое вытеснение нижележащих
отборов снижает эффект от регенерации. Для уменьшения влияния вы­
теснения применяют охладители дренажей, снижающие температуру
последних. В этом случае вода сначала нагревается в охладителе дренаж а а затем уже поступает в собственно подогреватель ° ХЛаДИТеле
Рассмотрим еще баланс подогревателя П 4:
11 а
*4н) + ( Р ай + О п в + О п&) (I
1
я пб
Г<0~
п По о п4
А *) О'п 4
и
П4
^Зн)]•
ющихЭразну^тем пературуМиаИв х о ^ Кв°КподогоеваЯ И3 ДВУХ П0Т0К0В’ име'
конденсата с т е м п е » Щ
Й Щ
Щ
Г Ш
Щ
Щ
В уравнение теплового баланса
П41 входят два неизвестных /)п4
и Опз, поэтому его надо решать
совместно с уравнением теплово­
го баланса ПЗ.
Вода
5-2. КОНСТРУКЦИЯ
И ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ
РЕГЕН ЕРА ТИ ВН Ы Х
П О ДО ГРЕВА ТЕЛЕЙ
а) Подогреватели
низкого давления ^ "
На наших ТЭС получили рас­
пространение подогреватели вер­
тикального типа. В подогревате­
лях низкого давления (П Н Д) по­
верхность нагрева образуется
и-образными трубками из латуни
или нержавеющей стали: концы
трубок
развальцовываются
трубной доске. Трубки применя­
ются тонкостенные с толщиной
стенки 0,75— 1,0 мм. Вода подво­
дится в водяную камеру, разде­
ленную перегородкой, и поступа­
ет в трубки. Пройдя по трубкам
и нагревшись, вода поступает в
другую половину водяной камерыН Н
и Н
через
Й
Н
выходной патрубок
выходит из подогревателя.
Конструкция П Н Д дана на
рис. 5*5. Трубная система заклю­
чена в сварной корпус, который
имеет фланцевое соединение с
водяной камерой. Между флан­
цами зажимается трубная доска.
Устойчивость трубной системе
придает легкий каркас, к которо­
му крепятся трубные перегород­
ки, обеспечивающие поперечное
омывание трубок паром. Поток
пара, поступающий в подогрева­
тель через паровой патрубок
встречается с пароотбойным щит_______________________
Рис. 5-5. Конструкция подогревателя низкого давления.
]
водяная камера; 2 — трубная доска; 3 — труб­
ная система; 4 — патрубок подвода греющего паракаркас трубной системы; 6
к о р п у с Г т 1 пере^
городка трубной системы.
I
Ц
щ
ц
ц
д
у
4
у
/
д
В
ком и растекается внутри корпуса. Дренаж подогревателя стекает в
нижнюю часть корпуса, откуда и удаляется по сливной линии* Для то­
го чтобы происходил слив только конденсата в нижней части корпуса
поддерживается уровень, что обеспечивается регулирующим клапаном на сливной линии. Этот клапан управляется электронным регу­
лятором, получающим импульс по уровню конденсата в корпусе.
Воздух, попадающий вместе с паром в подогреватель, не конденси­
руется, собирается в нижней части корпуса, откуда и удаляется по труб­
ке, соединенной с конденсатором.
В результате теплового расчета определяются поверхность нагрева
подогревателя и все его конструктивные размеры.
Поверхность нагрева Л определяется из уравнения теплопередачи
<?
Р
(5-12)
ср.лог
Здесь С}— тепловая нагрузка подогревателя при расчетном режиме
турбоустановки, которая известна из теплового баланса;
—Нкоэффициент
Н1 Н
Н Н Н Н Н Н Н теплопередачи;
Щ Щ Н Н Н Н Н НД/
Нср.лог
Н Н п ^ средняя логарифмическая
разность температур.
В пароводяном подогревателе тепло к воде передается от конденси­
рующегося пара при температуре насыщения. Это означает, что гре­
ющая среда имеет постоянную температуру /ы.
Д/ ср.лог
Iн
1п
I
(5-13)
V
ст2
г
Г
Iст
Здесь
и / " — температура воды на входе
и выходе из подогревателя.
Тепловая нагрузка может быть определена
по водяной стороне подогревателя:
плП
(5-14)
<2 = СВ(с'1
ЯI I
ст
Рис. 5-6. Схема про­
цесса
теплопередачи
в пароводяном подо­
гревателе.
секундный расход воды; с' и с"
сред­
где Ов
няя теплоемкость воды при температурах V и I" .
Подставим значения ф из (5-14) и Д / Ср .л о г из (5-13) в (5-12):
п АП
Р
к 1п
Iн
С’П
(5-15)
I"
Величина /„ определяется по таблицам водяного пара для расчет­
ного давления отбора с учетом падения давления на участке от отбо­
ра до подогревателя (обычно берется Д/>=0,08 ротб) •
Величиной недогрева д = / н—I" задаются и тогда находят I" —
= ъ -ъ .
Остается определить коэффициент теплопередачи от греющего па­
ра, конденсирующегося на трубках, к нагреваемой воде. Схема про­
цесса теплопередачи показана на рис. 5-6. Поскольку трубки тонко­
стенные, расчет ведется по формулам для плоской стенки. Расчет кокоэффициента теплопередачи ведется для средней температуры воды
*/ = »И--- А ^ср. лог-
Падение температуры в процессе теплопередачи от
щегося пара к стенке равно:
Д1, = 1II
*СТ1
Я
конденсирую­
(5-16)
1§1§|-» ^^“ ять„атрГквс
4 г ---- :—г--------а. 1 1 I /
18 р« * '
НШ
':*7мшШзЯШшШк
л жИ
ст1/И
Ш 1 | 1 1 Щ Е Я вертикальных трубок 1,15 1 для
.
щ Ш Ш теплота конденсации: /г — определя-
шщш
О
1 Щ
Ш
югпый
'
расстояние ^ е ж ду паро^аТпТв л ™ Я вертикальных подогревателей к —
Д ля пучка горизонтальных ?р"бок И И И 1 1 ™с ™
ВеР™Ка„ЛИмежду перегородками по врпти**™ и
где. /г~ число трубок
Формулу (5-17) можно записать в виде Наружнь,и Щ | | | | трубок.
а 1 = сВ (г/)0,25Л- 0 ’25(/н — /ст1)~0,25
где В
V
ЯжРж5
|й
■
^
Я
^
м
комплекс, учитывающий
В
(5-1 Г )
физические
свойства
01?Ределяются по средней температуре плен-
ческую:
арифмети
4 п - {<* + 0 , 5 ,
ускорение
свободного
Определив к, В, г \ можно записать:
где В ^ с В к - 0’25^ ' ) 0*2*.
^ П о д с т а в и в значение 1 из (5-18) в (5-16), получим Д ^ / В . д ^ . й ,
А<1ш Щ
3
(5-19)
Падение
температуры
в
стенке
при
передаче
тепла
теплопроводностью:
= ~
д.
(5-20)
ст
В т / ^ ' п / д Г е ' ’таемС^ ^ р М
ы;
к воде:
процессе теплоотдачи от стенки
1 |в У
(5-21)
а
Здесь аг — коэфф
личины Д*ь Д/Ст и Д*2. В результате получим:
А
М
.
т
I------ —
4
д а м п
II I
г
А^ср.лог — (~ Д ~ )з + р р I +
\
или иначе
^
с
р
.
л
о
г
I
—
/
’
д
=
4
Аст
\ вг )
г
-
V
+
а
9
*
Уравнение (5-22) для заданных условий решается графически.
(5-22)
На
рис.
5-7
показано
это
графическое
решение.
В зависимости от I
П И Т Р а гЬ \/1 Л /п т 1 а
Л*___ /
/ О \4 /.Ч I —/ *
т-г
строится функция А = ( 9/В 1)4/а+ 9/ а 2. По оси ординат откладывается
б е р лог- Из точки на оси ординат идем по наклонной прямой с угловым
цщ ц
&ЯШ
■■■■Н
коэффициентом
—Ш
о/Лст
доШ Ш
пересе­
чения с кривОи А. Точка пересече­
ния даст нам искомое значение с/.
Далее находим^ к = я/М срлот. д ля
подсчета правой части уравнения
(5-22) надо определить коэффициент
теплоотдачи «2. Последний подсчи­
тывается по общей формуле для
случая принудительного движения
жидкости внутри канала любого се­
чения (без изменения агрегатного
Квт/м ^
состояния):
п
*
г
}с
•
а
к
0.023
а
°а< ^ ,8р г?.4
Рис. 5-7.
мощности
(5-23)
Графическое определение
удельного теплового по­
тока.
Здесь <1я— эквивалентный диаметр канала, для трубы Й в й
с ’
-----------р а й з д а й а , А «ИД Й П Щ П
6/г» =
а
деке / означает, что величина берется при средней температуре
терий Прандтля
водности; Ср/
можно брать из
юкимкн*»
Рг / =у/ / а / ( а / =
пи!
ИН-
кри­
коэффициент температуропро­
_________________
теплоемкость жидкости при постоянном давлении)
таблиц, приводимых в курсах по теплопередаче; V
коэффициент кинематической вязкости, м2/с; с — ско­
рость жидкости, м/с. Для станционных теплообменни­
ков скорость воды обычно берется 1,5—2,5 м/с.
Д ля подогревателей с трубной доской важным
конструктивным показателем является величина
/
(5-24)
тр
Здесь О тр. — диаметр трубной доски; / — высота
трубки (рис. 5-8).
Показатель е выбирается так, чтобы при задан­
ной поверхности нагрева подогревателя Ш получить
приемлемые величины 0 тр и /. Увеличение диаметра Я тр увеличивает
механическую нагрузку на трубную доску в четвертой степени и поэто­
му должно быть ограничено (для П Н Д Д тр= 1,0-г-1,8 и). При ремонте
подогревателей трубная система с помощью мостового крана переносит­
ся на ремонтную площадку. Поэтому габарит трубной системы по вы­
соте, а следовательно, и размер / лимитированы максимальной высотой
крюка мостового крана. В то же время высота подогревателя влияет на
выбор характеристики крюка. Д ля П Н Д можно рекомендовать е==
= 1,5-5-2,5.
В изогнутых трубах и спиралях теплоотдача выше за счет дополни­
тельной турбулизации, поэтому необходимо вводить поправку к коэф­
фициенту теплоотдачи е = 1+ 1,77 <*//?, где /? — радиус змеевика; Л
диаметр трубы:
Рис. 5-8. Расчетная
схема трубной дос­
ки.
а 2из
а а( 1 ®)«
Д
ля
переходного
режима
2
2
0
0
<
К
е
..................
■
.
' ’ ' —- ----- -- коэф й
I САУШи I теплоотдачи может определяться по формуле (5-23) и умножаться на ноправочныи коэффициент:
Не
Ф
2200
0 ,2 2
2500
0,45
3000
0 ,5 9
3500
0 ,7 0
4000
0 .7 6
5000
0 ,8 6
6000
0,91
7000
0 ,9 6
8000
0,98
При расчете конструктивных размеров подогревателя с трубной дос-
кои решается также вопрос о выборе числа ходов по водяной стороне.
При двух ходах водяная камера разделяется перегородкой, вода вхо­
дит во все Ч-образные трубки и выходит из другого конца этих трубок.
При четырех ходах вода входит в одну половину
Ч-образных трубок и выходит из них, затем входит
в другую половину трубок и выходит из них. Схе­
ма расположения перегородок приведена на рис.
Г
5*9.
ЩрЙ
/
Общее число трубок (при ТЛ-образных трубках
можно считать, что каж дая трубка состоит из
двух) равно числу ходов по водяной стороне г, ум­
ноженному на число трубок в одном ходе N. По­
следняя величина определяется из уравнения рас­
хода:
Рис. 5-9. Схема рас­
положения перегоро­
док в водяной камере
при четырех ходах.
|Ёв V»
Я
N
4
(5-25)
В
Здесь о в
удельный объем воды при средней
температуре Ц Общее число трубок МобЩ) равное числу отверстий в
трубной доске, составляет:
Оп V
(5-26)
Д 2
" “ ^вн св
4
пя ? ™ * 1 ? тверстий В ТЛ
доске И
определяет величин» Диамет? р е в а ^ Т ( р Ди с К5И:8)КОТОРЫИ Ц ® внУтРеннемУ Диаметру корпуса подоПлощадь трубной доски
V
5 тр
—л 2
4 и^'
(5-27)
С другой стороны, на одну трубку при ромби­
ческой разбивке приходится площадка (рис.
5-10)
« = I2 зш 60° = 0,866/а.
(5-28)
| ^ 1 Н 0 Н 11 шаг тРУ^ок, который принимается
из условий прочности, при развальцованных
занятая т р у б к а м ^
" ПР"
Рис. 5-10. Разбивка от
верстий в трубной доске
ТРУб° К * = < ‘-4+ ‘-6) </.. Площадь,
5 тр — Мобш з = Мобщ 0,866**.
(5-29)
Отношение 5 тр к 5
называется коэффициентом
ной доски т]тр, который меньше единицы, так как часть площади труб­
ной доски по конструктивным условиям остается незаполненной. Д ля
а * п д т]Тр — и ,о э — и,Ь5.
у
,
; .....
Подставляем в (5-27) значение 5
лучаем выражение для /) тр:
Э тр
.1
^
* Гр/
Лтр
..
>тр
. , •• •
-
—
0,866 ЩшШ и по(5-30)
Геометрическая величина поверхности нагрева по наружному диаПУ Т
П \7 П Г \1 г Г ^
«
метру
трубок
гМ л с1и 1.
Р»
(5-31)
Итак, порядок конструкторского расчета может быть следующим:
1. Задаемся св, т|тр, г, I.
2. Подсчитываем по (5-25) ; еличину N.
3. Подсчитываем по (5-30) величину 0 тр.
4. Подсчитываем по (5-31) величину I.
5. Определяем е— 1/йтр.
Если полученная величина е близка к рекомендуемой, считаем, что
принятое число ходов г удовлетворяет нас. Если же величина е суще­
ственно отклоняется от рекомендуемой, то следует изменить г и повто­
рить расчет.
П Н Д поставляются комплектно с турбиной. Маркировку подогрева­
телей поясним на примере. ПН-400-26-0,7-Ш и ПН-200-16-0,7-Н: П Н —
марка подогревателей низкого
давления. Первое число означает
р
=0,24-МПа
=3,75кг/с
"
поверхность нагрева в квадрат­
1Н
=125,
5°С
1дрЬ=615кДж/кг
ных метрах, второе — давление
и
=2350пДж1нг
по водяной стороне, а третье —
максимальное давление грею­
гпз=120°С
^п2~В996 °С
щего пара (кгс/см2). Последняя
римская цифра означает моди­ СПЗ 500кДж/нг
Якондт*35нг1с
фикацию (различие в диаметрах
патрубков и высоте подогрева­
теля).
м
522кДж/кг
Пример расчета ПНД.
Рассчитаем ПНД, используя в ка­
честве исходных данных схемы рис.
Рис. 5-11. К примеру расчета ПНД.
5-11.
_____________________________________
При давлении греющего пара 0,24
МПа температура насыщения равна
125,5 °С. Принимаем величину недогрева 5,5 °С. Тогда температура за подогревателем
будет равна / п= 125,5—5 ,5 = 120°С. Энтальпия воды на выходе из подогревателя
ПЗ /л з= 500 кДж/кг. Тепловая нагрузка подогревателя определяется по водяной сто­
роне:
КОНД1*ПЗ
1т ) ф 195 (500 — 375) = 2 4 ,4 МВт.
Тепловой баланс по паровой стороне позволяет определить расход греющего пара:
0ПЗ (*8 — *3н)
пз
^П4 (*4Н— *зн)
1
%
2 4 ,4 - 103 — 9,75 (615 — 522) 0,99
0 ,9 9 (2 950 — 522)
Определяем Д /Ср.лог по (5-13):
120 — 89,6
ш ср.лог
1п
я
125,5 — 89,6
Д / ер. лог
9 ,8 кг/с.
16,3° С.
5 ,5
1 2 5 ,5 — 16,3 = 109,2° С.
Трубы латунные, б =0,001 м; с?вн ==0,016 м; А = 1 м. Физические свойства воды при
109,2 °С:
Я/ = 0,685 В т/(м • К); Р/ = 951 кг/м3;
V, = 0 ,2 7 - 1 0 Щ м2/с;
Ргм
Г
1,215.
Принимаем скорость воды в трубках св= 2 м/с:
2*0,016 \ 0.8
0,685
а
0,023
1,215 = 14 200 Вт/ (м* ?К ),
0,016 40,27-10
Определяем величину В { при Л==1 м, г ' = 2 428 кДж/кг;
В
сВ (г ') 0,25 А~0,2в = 1,15 (2 428- И Щ Й = 45В.
Определяем В при
125,5 °С (по таблицам):
—
-б
0,686 Вт/(м-К); рж*=938 кг/м8;
А,ж
РжЯ
0,6868;938а*9,81
227•1Ш
подсчитываем величины
9 , Вт/м 2 .
Я / В и (<7/Я,)-
4
Т •
ч /ъ
60-103
8 0 - 103
100- 103
3 ,9
5 ,2
6 ,5
7 ,8
, °с.
5 ,3
8
10,1
12,8
•
4 ,2
5,64
7 ,0
8 ,5
±
В%
120 - 10*
4
Я \ з
В1
— I °с
VI
а2
•
.
А, ° С . . .
.
9 ,5
13,6
Г к Ф"рГ о“
т ж у
реше""е- | #
17
к 21,3
Ш
Ч>™°*. >ы ра*а„ш ,й |
М
6
г,
,
г
П
°
.
00
!
ш с р .л о г ----- г— Я = 1 6 , 3 ------------- --л ет
70
4
дает величину ^ = 8 7 - 103 В т/(м М О
Далее имеем
к==
8 7 - 10»
Я
I И § 1 = 5 350 Ш М Й
Щ Ж
Поверхность нагрева равна:
>г.
@пз________24,4- 1СУ»
р=
* А'сР.лог
Н
5,35.108.16,3 ==28° “**
щ
В Ш
Я Ш
”ри ? « " © аМ « 1 ’ИГвга принимаем расчетную ноиерх
Определяем конструктивные размеры подогревателя
а« = ^ВЯ + 26 = 0,016 = 2 0,001 = 0 , 018 м;
* = 1,28е1н =
Принимаем г)Тр= 0 ,6 5 , г = 4 :
/у =
0в°в
Л
4
вн св
г
,
%р
__
м.
= 195-1,05-10—3
о,785-0,016*.2 5=514 ШТ-;
II // ----------Н эШ =
1>тр=
1,28-0,018 = 0,023
0,023
300
гДГпйн
\
4 -5 1 4 .я .0 ,0 1 8 ~
/
2,6
Отр
1,36
’ 6 М*
= 1 ,9 1 .
чего надо за™ тГсГнекото^ы ы°и размер а м'и' Приннмаем13^ !? ^ о в е р о ч н ы й расчет, для
вого соединения.
* финимаем.
— 2,2 м — диаметр болто*
болтономерной нагрузкой, 2бусловленн^й д°а?л°ение м ^ од ы У ° "
* пластин’ нагРУженных рав-
ности,^нагруж^ннаЯРпоСвсей ^мощ адиаравномернойЛнагпуэ’к И^еЮ111аЯ за.делкУ по 0 КРУ«с г а опор, размещенных по окружности П
/ Пиаи
агРузкой р %равной давлению воды
При отсутсташ анкерных *вазей И м Ш Й Ж Я Н а« Р “
« Р
ражения
лщина тру оной доски определяется из вы-
72
/
крепления трубной доски;
' 1 = 1 —0,905;
—-
— коэффициент ослабления трубной
доски отверстиями; а ДОи
допускаемое напряжение на растяжение
Определим толщину трубной доски по (5*31):
л олг 0,0182
0,: 905 о д а ==0*45;
<Р= 1
° доп = 1 ,5 - 10е Н /м 2
допускаемое напряжение; /7=15*10 Н/м2;
2
2
бтр
10*
0,115 м.
10*
Поипима1 ПгВ- 0« НЫЙ раСЧеТ ТрубН0Й доски с анкерными связями.
анкерных
'с'.ТзейГ
И
а
^
н
Т
^
/
Г
„
Г
Г
”
Г
2
Г
высота анкерной связи.
кернои связи, /а_ о ,66 м — рабочая
Определяем усилие от давления воды на трубную доску: '
Р
я
»
4 ° т р Р ~ 0 ,7 8 5 -1,363- 15-10® Ц 2 1 .8-105Н
Находим нагрузку, воспринимаемую анкерными связями:
Р
8
2
.
Осв
(5-33)
2
* 2а (1
Здесь $1 коэффициент Пуассона, для углеродистых стялрй п — пя Ппп.
численные значения в (5-33):
сталей ц — 0,3. Подставляем
я - 15-10*
2,2\2
0 ,8 \а
Р
8
■
I
21
2 /
1п ——-|-
0,8
0 , 8 \ г1
2
н
2
2
8 0 ,0 7 5 -0 ,4 5 0,66
3 -0,0362-8(1—0 ,3 )2
9-10*Н = 0 , 9 МН.
Нагрузка на трубную доску
Р тр = Р - Р ,
2 1 , 8 -105 — 9-10® = 12,8-10“ Н.
Удельная нагрузка на трубную доску
12,8-106
0,785-1,36*
8,9.10» Н /м 2 = 0,8 9 МПа.
Напряжение в трубной доске
° тр " Т Ртр (гбТр ) = 0 ’785'89*105 ( г .0 ,0 7 5 ) = 1 56° - 105 Н / » 2 = 156 МПа,
Запас прочности
Я = 0в/°тр щ 420/156 т 2 ,7 .
в п а Й Г я х ? ИМ гидравлическое сопротивление подогревателя по водяной стороне Ар
Ар I Г тр а вн + 1 * ) т р -
Здесь Лтр — коэффициент трения, равный 0,03 для стальных тпуб и »П 9
с г ж
в й §Ц В В
(5-34)
Удар и поворот во входной или выходной камерах .
.
1,5
Поворот на 180° из одной секции в д р у г у ю ..................... 2 ,5
Поворот на 180° в Ц^-образной т р у б е ..................................... 0 ,5
Ш ® 1 ,5 -2 + 2 , 5 :2 + 0 . 5 - 2 = 9;
/
4 -2 ,6
\ 22-938
Др = | о , 0 2 ^ - ^ г 4-9]
- — = 39* 103 Па = 0,039 МПа.
б) Подогреватели высокого давления
При высоком давлении воды и значительном диаметре трубной дос­
ки толщина последней требуется весьма большая, что и привело к от­
казу от подогревателей высокого давления с трубной доской и перехо­
ду к цельносварной конструкции.
На рис. 5-12 приведена конструкция подогревателя высокого дав­
ления типа ПВ. Трубная система подогревателя образуется двойными
Д россель па я
шайба.
15
( Условно
повернут В
плоскость
разреза.)
Вход питатель
ной воды
(
Выход питательной»
бод ы
Рис. 5-12. Конструкция подогревателя высокого давления.
/ — подвод питательной воды; 2 — отвод питательной воды;
3 — подвод греющего пара; 4 — отвод
конденсата греющего пара; 5 — отсос воздуха; 6 — впуск воздуха из других подогревателей; 7 — слив
основного конденсате; 8 — подвод конденсата из других подогревателей; 9 — патрубки к сниженному
указателю уровня; 1 0 — корпус подогревателя; 1 1 — греющая секция собственно подогревателя;
12 — охладитель пара; 13 — охладитель дренажа;
1 4 — распределительные коллекторы питательной
воды; 15 — сборный коллектор питательной воды; 16 — змеевик из двойных спиралей.
спиралями из стальных труб, концы которых соединяются сваркой со
стояками. Из схемы на рис. 5-12 видно, что подводимая снизу вода рас­
пределяется на два стояка, из которых поступает в четыре секции гори­
зонтальных трубных спиралей и из последних — в два других стояка.
Из этих стояков вода, изменив направление движения, через спирали
второго хода поступает вновь во входные стояки и далее — в выходной
коллектор. Часть воды (около 10%) затем проходит через спирали
встроенного охладителя пара, после чего смешивается с основным по­
током воды. Организация ходов воды достигается благодаря установке
перегородок в стояках.
Трубная система заключена в вертикальный корпус, имеющий в
нижней части фланцевый разъем.
*
Греющий пар подводится через патрубок в верхнем днище и п осту
пает в охладитель пара. Последний образуется несколькими спиралями,
заключенными в кожух. Охлажденный пар выходит из кожуха охла­
дителя и движется вниз, омывая спирали собственно подогревателя и
конденсируясь при этом. Конденсат греющего пара стекает вниз и про­
ходит через охладитель дренажа, который образуется несколькими
нижними спиралями, заключенными в специальный кожух.
Таким образом, подогреватель высокого давления состоит из трех
элементов, собственно подогревателя, охладителя пара и охладителя
дренажа.
Расчет поверхности нагрева собственно подогревателя ведется по ме­
тодике, изложенной выше для подогревателя низкого давления. Отли­
чия следующие.
Расчет <21 по формуле (5-17) ведется для случая конденсации пара
на пучке горизонтальных труб. Поскольку спирали выполняются из
стальных труб, имеющих на поверхности пленку окислов, вводится по­
нижающий коэффициент 0,9. Расчет охладителя пара и охладителя дре­
нажа ведется как поверочный, так как эти поверхности нагрева обра­
зуются такими же спиралями, которые выбраны и рассчитаны для соб­
ственно подогревателя.
Коэффициент теплоотдачи «1 от перегретого пара к стенке подсчи­
тывается по формуле (5-23). Аналогично подсчитывается си от конден­
сата греющего пара к стенке. Подогреватели типа ПВ имеют следую­
щую маркировку. ПВ-600-350-41. Первая цифра означает поверхность
нагрева ( м ) , в т о р а я — давление воды (кгс/см2), тр е ть я — давление па­
ра (кгс/см2).
;;;
При применении выносных охладителей пара поверхность нагрева
образуется также из двойных спиралей, а конструктивно они подобны
подогревателям типа ПВ.
5-3. ДЕАЭРАТОРЫ
Деаэраторы
это аппараты, предназначенные для термической де­
аэрации воды, т. е. для удаления растворенных в воде газов путем до­
ведения ее до кипения.
Растворенные в питательной воде агрессивные газы — кислород и
С 0 2 — попадают в нее с аэрированными потоками конденсата и с доба­
вочной химически очищенной водой.
Аэрация конденсата может иметь место в конденсаторе, в конденсатных насосах, в вакуумных подогревателях. При частичных нагрузках
вакуумная зона в турбоустановке расширяется, что увеличивает число
очагов присоса воздуха. Добавочная химически очищенная вода насы­
щена воздухом, а также содержит как свободную, так и «связанную»
в бикарбонатах двуокись углерода.
Д ля предотвращения коррозии пароводяного тракта должна быть
обеспечена устойчивая деаэрация питательной воды с тем чтобы оста­
точное содержание растворенного кислорода в деаэрированной воде не
превышало 10 мкг/кг для котлов с давлением, равным и большим 10,0
МПа, а остаточное содержание СО*— следы.
Термическая деаэрация воды основана на законе Генри, согласно
которому растворимость газа в воде пропорциональна его парциально­
му давлению в газовой смеси, соприкасающейся с поверхностью воды
а р, кг/м
(5-35)
Здесь р — парциальное давление газа, Н/м2; а — коэффициент аб­
сорбции, кг/(м3-П а), зависящий от температуры воды; при повышении
температуры а вначале снижается, а затем растет.
Из закона Генри следует, что при повышении температуры воды до
температуры насыщения, соответствующей давлению в деаэраторе, растворимость газа снижается до
нуля из-за снижения до нуля
парциального давления газа над
водой. При достижении кипения
происходит выделение образую­
щихся в объеме жидкости газо­
вых пузырьков. Кроме того, газы
выделяются из жидкости при лю­
бых температурах путем диффу­
зии.
!
Д ля обеспечения надежной
термической деаэрации необходи­
мо увеличение поверхности со­
прикосновения воды и греющего
пара, что достигается дроблени­
ем воды на струи или пленки.
Термическая деаэрация может осуществляться в струйных
деаэрационных колонках, в кото­
рых установлены ситчатые т а ­
релки.
С
помощью
этих
тарелок
Рис. 5-13. Схема деаэраторной установки.
достигается дробление воды на
струи.
Другой тип — это деаэрационные колонки пленочного типа с неупо­
рядоченной насадкой, состоящей из беспорядочно расположенных в слое
мелких металлических элементов. Вода омывает все элементы, в резуль­
тате чего достигается большая поверхность соприкосновения с движу­
щимся снизу вверх паром.
Деаэратор одновременно выполняет функции смешивающего подо­
гревателя. Деаэрированная вода стекает из колонки в бак-аккумулятор
питательной воды. На рис. 5-13 приведена схема деаэраторной уста­
новки.
\
Деаэрационная колонка 1 вварена в аккумуляторный бак 3.
В верхнюю часть колонки подводятся основной конденсат и доба­
вочная вода, которая предварительно проходит охладитель выпара 2.
В последний поступает также парогазовая смесь (выпар) из колонки,
при этом пар конденсируется, а газы отводятся в атмосферу. Аккумуля­
торный бак снабжен предохранительными клапанами, водомерным стек­
лом и устройством для перелива воды.
При параллельном включении нескольких деаэраторов аккумулятор­
ные баки объединяются уравнительными линиями по пару и воде, что
обеспечивает одинаковый уровень во всех баках. По уровню воды в де­
аэраторе осуществляется регулирование подачи добавочной воды неза­
висимо от того, в какую точку тракта вводится последняя
непосредственно в колонку деаэратора или в конденсатор турбины.
На рис. 5-14 приведена схема конструкции деаэрационной колонки
струйного типа.
Деаэрация осуществляется в струях, омываемых паром. Струи воды
падают с одной ситчатой тарелки на другую. Рекомендуемая степень
перфорации тарелок, т.е. отношение площади отверстий к полной пло-
4
Р и с . 5-14. Конструкция деаэраторной колонки струйного типа с барботажным устной-
ством.
в — кольцевая перегородка в бачке барботажного устройства;
-
9-
бар^рьГГсоплам Т
щади тарелки равна 8%. Диаметр отверстий берется 5—8 мм, шаг от­
верстии 18 20 мм при разбивке их по равностороннему треугольнику
Скорость воды на выходе из отверстия тарелки может быть рассчи­
тана по формуле
с0 = ц V 2§НГ.
(5-36)
Здесь | — коэффициент расхода для круглого отверстия ( ц = 0 ,7 5 );
Лг — гидростатический уровень воды на тарелке, м.
Для обеспечения равномерного распределения воды по всем отвер­
стиям рекомендуется Лг= 6 0 ч -8 0 мм.
1емпература воды в отсеке струйной колонки определяется из эмпи­
рического выражения
(5-37)
Здесь А — эмпирический коэффициент, зависящий от давления в де­
аэраторе (0,035 при 0,2 МПа; 0,047 при 0,6 МПа; 0,05 при 0,7 М П а);
*н — температура насыщения при давлении в деаэраторе, °С; Щ 12 —
температура воды на входе в отсек и выходе из него, °С; I и Л0— дли­
на струи и диаметр отверстия в тарелке, м; сш— средняя скорость пара
в пучке струй, м/с. Длина струй Ь для деаэраторов большой произво­
дительности принимается равной 800—900 мм.
Скорость пара не должна превышать предельно допустимую из ус­
ловия предотвращения уноса капель (для давлений 0,6—0,7 МПа от 4 до
5 м/с).
ч ,.
Расчет выделения кислорода ведется по аналогичной эмпирической
формуле
(5-38)
Здесь С\ и Щ— концентрации кислорода в начале и коцие струи,
мг/кг; В — коэффициент, зависящий от давления в деаэраторе (при
/>=0,2 М Па В = 16-10-4; при р = 0 ч6 МПа 5 = 2 9 - 10~4; при р = 0,7 М Па
В = Ъ 2 - 10~4); й к — количество пара, сконденсировавшегося в данном
отсеке, кг/с; О — расход воды через верхнюю тарелку отсека, кг/с. По­
вышение уровня на тарелке из-за забивания отверстий приводит к пе­
реливу воды, что способствует уносу ее паром. Захват воды паром при­
водит к затапливанию данного и вышележащих отсеков и — в резуль­
тате — к уносу воды паром.
В случае подачи в деаэратор воды с пониженной температурой рас­
ход и скорость пара возрастают, что может привести к описанному вы­
ше состоянию гидравлической неустойчивости, сопровождаемому весь­
ма опасными для деаэратора гидравлическими ударами.
Основной конденсат подается через водослив на верхнюю тарелку,
горячие дренажи П В Д — на промежуточную тарелку, греющий пар по­
дается в кольцевую камеру у основания колонки и затем поднимается
вверх.
Д л я обеспечения необходимой деаэрации воды требуется несколько
отсеков, что приводит к значительной высоте колонки. Поэтому получа­
ют распространение более компактные колонки с неупорядоченной на­
садкой. Последняя выполняется в виде слоя произвольно засыпанных
небольших металлических элементов разнообразной формы. Чаще всего
применяют элементы эффективной омегаобразной формы с отверстиями,
показанные на рис. 5-15. Удельная поверхность насадки из этих элемен­
тов составляет 190— 195 м2/м3. Допустимая плотность орошения при по­
догреве воды на 40 °С составляет 25—30 кг/(м 2-с).
На рис. 5-16 приведен разрез деаэрационной колонки повышенного
давления производительностью 500 т/ч с неупорядоченной насадкой.
Колонка состоит из двух корпусов, скрепляемых посредством фланцево­
го соединения 10. Вода через патрубки 19 поступает в камеру смешения,
образуемую стенкой верхнего корпуса 1 и кольцеобразной перегородкой
6. Из камеры смешения вода поступает через четыре отверстия 17
в кольцевой перегородке 6 в водораспределительную камеру, образуе-
!рУНи Вп РХНИМ 3 И няжним 4 горизонтальными листами. В эти листы вва?кГ вы п ао аТЫгенРСг ^ ОИХ К° НЦ° В патрУбки 1 предназначенные для пропуВ нижнем л и с т Г Г п п ! п СИР0ВаВШИЙСЯ И
и Десорбированные газы).
, опирающемся на кольцо 16, имеются отверстия для
Рис. 5-15. Омегаобразный элемент
неупорядоченной
насадки.
Рис. 5-16. Разрез деаэрационной колонки с неупорядоченной на­
садкой.
прохода воды. Из водораспределительной камеры вода поступает в слой
насадки и омывает все элементы насадки. В результате получается боль
шая смоченная поверхность, что благоприятствует десорбций^выделе­
нию) растворенных газов. Снизу в насадку поступает греющий пар по­
догревающий воду до температуры насыщения при давлении в колонке
11 « М Я верхнего слоя 1 насыпается на сетку из нержавеющей стали
П Ппгп* заж ата между двумя кольцами 12 и опирается на решетку
13 Последняя в свою очередь свободно опирается на кольцо / / прива­
ренное к корпусу колонки 2. Обечайка 15 устанавливается до засыпки
элементов и определяет диаметр насадки выше фланцевого разъема
к ка^жа©Ш ЙШ тзакрывается сеткой, подобной нижней и прижимаемой
к каркасу 22 с помощью сегментов, стягиваемых шпильками
“ ИЖМШ СЛ0И насадки 8 имееТ аналогичную конструкцию В паровоз
пространство между верхней и нижней насадкой через И Ш Я й Щ
верстияии 21 поступает дренаж ПВД. Пар поступает через п ! т и 6 о к 1
не имеющии непосредственного соприкосновения с корпусом колонки
еГ0 0Т появления термических напряжений. Распредели­
тель пара 9 представляет собой кольцевой короб с равномерно Распое
деленными щелевидными отверстиями. Выпар отводится ?ерез ш?уПроцесс выделения кислорода и углекислого газа продолжается в я к
, Т Г ”ТОрН,ОМ^ Д аКе- При б0ЛЬШ0Й с б а в к е химически очищенной воды"
содержащей С 0 2, рекомендуется применять аккумуляторные баки^1 1 1
можно большей емкости. Д ля эффективного удаления из воды Г О ппи
бегают к двухступенчатой деазрацин, причем в качестве второй “ упе™
применяют барботажное устройство, располагаемое в баке — аккумуля­
торе. В барботажном устройстве пар пропускают через слой воды, в результате чего достигается значительная поверхность контакта фаз и турбулизация жидкости. В случае подачи на барботаж пара из отбора
турбины требуется установка специального защитного устройства, пред­
отвращающего заброс воды в турбину при сбросе нагрузки.
Процесс деаэрации регулируется автоматически путем поддержания
постоянного давления пара в колонке. При пуске блока пар на деаэра­
тор подают из постороннего источника, каковым является общестанцион­
ная магистраль пара 1,3 МПа. Эта магистраль получает пар из отборов
других блоков или от временной котельной.
Прекращение подачи пара в деаэратор может привести к снижению
давления пара в нем, что в свою очередь может вызвать запаривание пи­
тательного насоса, к которому продолжает поступать питательная вода
из аккумуляторного бака при номинальной температуре. Поэтому долж ­
на быть обеспечена надежная подача пара в деаэратор при всех режи­
мах, включая и аварийные ситуации (например, при сбросе нагрузки).
Проектирование и изготовление деаэраторов регламентированы
в ГОСТ 9654-61 и в «Руководящих указаниях по проектированию терми­
ческих деаэрационных установок питательной воды котлов», «Энергия»,
1968.
/
*и
*
- ^
. "уУ '/?
В соответствии с ГОСТ 9654-61 изготовляются деаэраторы:
КГВ/С11*
Атмосферные
;
Д С А ..................................... 1,2
Среднего давления Д С С ................................ 3 ,5
^
Повышенного давления Д С П ......................6 и 7
Деаэраторы должны обеспечивать устойчивую деаэрацию питательной воды при работе с нагрузками от 30 до 120% номинальной произво­
дительности в диапазоне среднего подогрева воды от 10 до 40° С.
5-4.
ИСПАРИТЕЛИ, П А РО П РЕО БРА ЗО ВА ТЕЛИ , РА СШ И РИ ТЕЛИ
Д ля приготовления добавочной воды, восполняющей потери рабочего
тела, на современных ТЭС применяют либо химическое, либо термиче­
ское обессоливание. В результате обессоливания получают воду с содер­
жанием солей 0,01 мг/л.
Термическое обессоливание осу­
ществляется в испарительных уста­
новках, состоящих из испарителя, в
котором генерируется пар из хими­
чески очищенной воды, и конденса­
тора испарителя, в котором конден­
сируется пар, полученный в испари­
теле. Конденсат пара испарителя
называется
истиллятом.
ОН
Греющей средой в испарителе
является пар из отбора турбины,
8 ДСП
охлаждающей средой в конденсагоре испарителя основной конденРис. 5-17. Схема испарительной устасат турбины.
новки.
На рис. 5-17 показана схема ис­
парительной установки.
Питательной водой для испарителя служит деаэрированная в атмос­
ферном деаэраторе химически очищенная вода. Регулирование подачи
питательной воды в испаритель осуществляется автоматически регули-
рующим питательным клапаном, регулятор которого получает импульс
от указателя уровня воды в испарителе. Уровень воды в испарителе под­
держивается постоянным.
Дистиллят из конденсатора испарителя перекачивающим насосом
подается в деаэратор питательной воды, причем подача дистиллята регу­
лируется автоматически регули­
рующим клапаном по уровню в
деаэраторе; избыток дистиллята
направляется в бак запаса кон­
денсата.
На рис. 5-18 приведен схема­
тический разрез по испарителю
вертикального типа. Внутри вер­
тикального
сварного
корпуса
1 размещается греющая секция.
К цилиндрической обечайке 2 гре­
ющей секции приварены сверху
и снизу трубные доски 4 , в кото­
рых развальцованы кипятильные
трубы 5. Греющий пар через под­
водящий паропровод 3 вводится
в греющую секцию, где омывает
кипятильные трубки и конденси­
руется, нагревая воду в трубках
до кипения. Конденсат греющего
пара через патрубок 7 выводится
из испарителя. Отсос воздуха
осуществляется по линии 12.
Д ля организации движения
пара внутри греющей секции ус­
тановлена направляющая пере­
городка 6.
Питательная вода подается
через патрубок 8 на дырчатый
лист, на котором поддерживается
некоторый слой воды. Высота
этого слоя определяется выступа­
ми опускных труб 9 над дырчаРис. 5-18. Разрез по испарителю вертикального типа.
Ш
■ ■ ■ ■ ■ ■ [ ■ ■ К опускным I тру- ~
-гЩ яШ Яж
бам вода поступает в водяное
пространство испарителя. В испарителе осуществляется естественная
циркуляция по контуру кольцевое пространство — кипятильные трубы.
Кратность циркуляции большая, примерно 100. Отделяющийся на
выходе из кипятильных труб пар барботирует через слой воды над верх­
ней трубной доской и поступает в паровое пространство испарителя,
затем проходит через отверстия дырчатого листа и барботирует через
слой химически очищенной воды. Такая промывка вторичного пара
обеспечивает требуемую его чистоту. Вторичный пар проходит жалюзийный сепаратор 10 и отводится через патрубок 11. При повышенных тре­
бованиях к качеству дистиллята устанавливается второй дырчатый лист
с промывкой пара дистиллятом или конденсатом.
Тепловой баланс испарителя без учета продувки записывается как
для поверхностного подогревателя (рис. 5-17):
^ц — Ц , (1и
1я.н) Ли “ ^111 (*щ— *'д)»
(5-39)
где Си — тепловая нагрузка испарителя, кВт; г)и— коэффициент, учи­
тывающий потерю тепла в окружающую среду.
Из уравнения (5-39) определяется величина Ои при заданной вели-
парителя: Аналогично записывается тепловой баланс конденсатора исФ м
А ц
( / и1
*и1)
н =
к ( / к иа —
Ь
*к> и 1) ,
откуда
Л , , — Г)
-
*к.и§
*к.и!
и1 — *Л>.к ---------------— ---------- =
и1
*и1 ) т)к . и
Здесь <7ш
п
А /* .»
^ о .к
(5-40)
Я их Лк-и
теплота конденсации вторичного пара- Ш
т Г к а к Т , « 2 Н0?ГкГД ж /°кг!еаН<к 7 а Ь
Щ
Ш
__ п о в ы ш е -
ис^РН теля.
т о о а ИСТИЛЛЯТа’ опРеделяемая конденсирующей способностью4 конденсатора испарителя, может составить 3 - 4 % величины Х „
и л Г около
’ ~ 2,5 /° величины расхода пара на турбину
сокращается, В И ш И В " " “ к э С * „"„Г0 ™ 8™ 0 (5'4 0 > величи»а О .,
? Р Э С ТсРИ„ о я м СЯ ХИМИЧеСКаЯ °бессоливак>щ™ Нуста„Ио Т а РТ 1 0 0 М? /ч " РНа
„Т п® р„теГ „ы Г Т та"овни™ Это " о б е с ^ * 1 р ф Я Р р Я
Ш
в действие с | р Ц “блоком КЭС о в е с с о л и а '0 “ ая Установка вводится
лоп?р°едаР,Хи ° СТЬ НаГРеВа ИС"арИТеля
«'• находится из уравн^йия теп-
17и _ Ю*<?„
В 7 И~ ^ Иг •
<5' 41>
| Здесь Щ
коэффициент теплопередачи в и с п э п и т р л р п т/ л .2
Щ | Расчетный температурный напор в испарителе Р
* В т / ( м К >:
Д/рр = (I — гн 1
л
и
V и.н
*и 1;
где §
понижающий коэффициент \гчитътя тпт и™
туриого напора по В
Ш
В
Ж
З Ш
Е г » ™
" 1” ’
закипании и иалияия экоиомайзериого участка. О б Г н П р Г и и м а ™
пР~
арЧаатуТр е Т „
1
Ш
к Г яЮ
щТ й * в^еТ р И
и
вместо да“ адффициен?ЖтеплоотдИачСи "от °?тон ки " Г " и п я щ е й п о д с т а в и в
В неограниченном о б ъ е м е ? 10 Щ
1 п Р и м е н и т ь формулу для^кипГнТя
РаХ
(5-42)
(5-42), получим д721 ’ ( Й з 2)®$,К г^ 2 в ^ о б ^ б . з " 0^0^ ® ИВ значение а2 из
расчетное уравнение
ш Ж
Ш
Результате получаем
Д*р ------- Ё_ о _ ( _ ± _ \ 4' 3 , / ч \о .з
К г4
( в, )
•
(5-43)
паропРрНо„3зав Т и т о л ьГ с Х Т о т о о ^ " ‘о З Т Г МОЖет « И
Различную
температурным напором Д*ир.
Деляется устанавливающимся
Режим работы испарительной установки определяется из условия,
что количество тепла, отдаваемого со вторичным паром в конденсаторе
испарителя (?И1, и количество тепла, передаваемого в испарителе ф и.
связаны следующим соотношением (без учета продувки):
1Ш Ш + е)
(5-44)
<2и.
Здесь коэффициент е учитывает разницу величин ( 1и1 Ь 1 Й “
I .), которая равна
| | [см. (5-39) и (5-40)], т. е. б = ( ^ 1
где 1н1 — энтальпия воды на линии насыщения при давлении р яУ Ори­
ентировочно величина СяХ— Гл составляет 80— 100 кДж/кг. Следователь­
но, е=0,04-н 0,05. Выразим <3и с помощью уравнения теплопередачи:
к Ш 1и
к"'И8Ь[I
V.&И«И
■ №
а йк.и уравнением теплового баланса по водяной стороне
Фк.и
Акк
(^к.иг
Из выражения для среднелогарифмического температурного напора
следует:
к
и
IК . и2
Iи1
н
Iи1
д К .И
(с
К .и
Р
К.И
со ^о.к
Тогда имеем:
*к. и2
/к.
И1
Ас.и) 1
в
^К.и ^К.и Д!
ехр
(5-45)
съШт I ^
Подставляем полученные выражения в (5-44) и получаем:
1
^к.и
к.и
ехр
и1
^и ^и (^и.н & )
^к.иг)
(1 + е ) |
^в
Обозначим:
1
Фа
1+8
1
ехр
^К.и. Р К.и
ъ-
Св ^ с
Тогда имеем:
Ф1 (^и.н
/н
*и1
в
Ф2 (^и1
IК .И 1
Ф1 ^и-н 4" Фа ^к»и!
(5-46)
Ф1 + Фг
Таким образом, температура насыщения вторичного пара и соответ­
ственно его давление устанавливаются согласно (5-46) в зависимости от
уровня температур и .н и /к-ш и величин комплексов
и ср2.
Зная 1н
нХ, легко по приведенным выше соотношениям (5-39) и (5-41)
определить производительность испарительной установки в заданных ус­
ловиях работы.
На ТЭЦ с большим отпуском технологического пара при малом воз­
врате конденсата потребителями возникает необходимость приготовле­
ния больших количеств добавочной обессоленной воды. Наряду с хими­
ческим обессоливанием возможно в таких случаях применение испари­
телей.
Для увеличения выхода дистиллята на единицу отборного пара при­
меняют многоступенчатые испарительные установки, в которых вторич­
ный пар предыдущей ступени служит греющим паром в последующей.
Часть вторичного пара из каждой ступени отбирается на предваритель­
ный подогрев химически очищенной воды. Если вторичный пар из по­
следней ступени удается полностью сконденсировать за счет потока хи-
^шестиг ступеней,
^ : г можно
уто* ва
в
получить
довольно много дистиллята.
ние паропреобразователей°Нт е еСанспаоиРебИ”еЛЯМИ возможно примененаправляется Л о т р е в ^ а
(к а В
'
р п Т с р= в Г
,э “ ропаровыми перегревателями, что видно из
схемы рис. 5-19. Поскольку для работы па
ропреобоазовятртткиглй
р <шоты паропреобразовательной установки необхо­
дим температурный напор, давление грею­
щего пара будет несколько выше, чем при
отпуске внешнему потребителю пкра непо
&
от6ора “ и противодавлеНИЯ турбины, что снижает тепловую экономичность И приводит к перерасходу топРис. 5-19. Схема пзропреобра
ива. Если понижать давление горячей волы
зовательной установки.
оам 3нягмНИЙ’ С00тветствУювдих температудроссельным устройством образуется 1Жпгйпгг^ЙЬШИМ начальн°й, то за
ных сосудах, называемых расширителями ^
смесь- В специаль­
на пар и воду. В качестве примера оас^мАтп1У Ш^ СЬ М0ЖН0 РааДелить
ной воды барабанных котлов. Продувочная в ^ сширитель продувочНИИ и температуре редупиоуетгя п Л о г ,
ри высоких давледавления в расширителе продувки п1Ш ГВ° М игольчатого клапана до
роводяного тракта, с которой соеди н ен п Я°г,° давленш° в той точке патель соединяют по пару с деаэпятппо
ширитель. Обычно расшириет. ято давление снижается” 1^5 дР0 о ■
■
Р И Ш ° значапродувки поступает в деаэратор’ а вола
Вьшар из расширителя
тель сырой воды.
I
вода — в водо-водяной подогреваЗапишем тепловой баланс расширителя продувки:
О п Р ^к.в
Учитывая, что О'пр
^пр 1р “(- О вып
^вып» имеем:
о Пр
о
о
вып
*вып-
пр
(5-47)
вып
пр
величина продувки: Ш
Ле РЭСШИОИТеля- Г)
РйР
Пр
воды
посграсход
----- Ш “продувочной
Н^А.уничнои в
оды п
ос-
теле (выпар);—
Расшириэнтальпия котловой воды- I
энтальпия воды при
температуре -------насыщения,
е и и 1 в е т с Т Всоответствующей
уЮ Щ еЙ
Л Я В Л Р Н Н ш г,
^ в ы п ----ЭНТаЛЬПИСТ
и п о п о
~о____
энтальпия в выпара
а в ______
няя
а пи™ давлению в расширителе;
расширителе
Р
энтальпии насыщенного пара при дав^
лении в5 расширителе,
*
В
Ы
П
|0 ,6 ПМ п Г
______________
Д а м е н т е • «араба», котла „ , = 15.5 МПа. Д а в а м и . в р а с ш и р я в . I
По таблицам водяного пара имеем:
/К .в
343,18 °С;
« Р
Ц 665 кДж/кг;
Ивып
чить выпар ^
1
IК.В
п пр
а “ ’с ; 1 з ^ У„П" 5“ « 2
У
1 435 кДж /кг; /н = 158 °С
IВЫП
2 750 кДж/кг;
1 435 — 665
2 750 — 665
0 ,3 7 0 пр
^ роадаовдойм лы ' 5'5 ”
0’6М П а "0ЖН° “ >У
И
Н
И
Я
примениновках мгновенного вскипания. Д л я
увеличения суммарного выпара применяют большое число ступеней
с небольшим редуцированием в каждой ступени. Такие установки при­
меняют для опреснения морской воды.
5-5. СЕТЕВЫЕ ПОДОГРЕВАТЕЛИ
Сетевые подогреватели (бойлеры )— это пароводяные теплообмен­
ники, предназначенные для подогрева сетевой воды, поступающей в си­
стему теплоснабжения.
* '
Греющей средой является конденсирующийся пар, поступающий из
теплофикационного отбора турбин при давлении 0,05—0,25 МПа. По­
догрев сетевой воды осуществляется от 40—70 до 80— 120° С.
Сетевые подогреватели выполняются двух типов: вертикальные и го­
ризонтальные.
На рис. 5-20 показана конструкция сетевого подогревателя верти­
кального типа. Отличие от П Н Д состоит в том, что трубки в сетевом по-
Рис. ‘5-20. Конструкция сетево­
го подогревателя вертикально­
го типа.
5
/ — верхняя
водяная
камера:
2 — верхняя трубная доска; 3 — па­
ровпускной патрубок; 4 — направля­
ющие перегородки для пара; 5—ниж­
няя трубная доска; 6 — нижняя под­
весная зодяная камера; 7 — спуск­
ная труба сетевой воды из водяной
камеры; 8 — слив конденсата грею­
щего пара; 9 — патрубок сетевой
воды; 10 — пароотражательный лист;
/ / — трубка;
12 — опорные
лапы.
д о г р е в а т е л е прям ы е, что о б л егч ает в о зм о ж н о сть очистки их от вн у тр ен ­
них отлож ений. В связи с применением п р ям ы х тр у б о к г р е ю щ а я систе­
м а имеет ни ж н ю ю трубн ую доску, к которой креп и тся п овор отн ая
в о д я н а я к а м е р а . П о водяной стороне сетевы е п о д о гр ев ател и им ею т д в а
Рис. 5-21. Сетевой подогреватель горизонтального типа.
Пв о п ° к о н л р и ^ т ^ п а р а ; 5 — о т в о д сет ев о й воды ; В — вы хлоп в а т м о с ф е р у ; Г
в о д к о н д е н с а т а , Д — о т с о с п а р о в о з д у ш н о й см еси ; ^ — п о д в о д с ет е в о й воды .
от-
или четы ре хода. Г р е ю щ а я секция, с о с т о я щ а я из л а т у н н ы х т р у б о к ви­
сит на верхней трубной д о ске и свободн о у д л и н я е т с я книзу. П р и б о л ь ­
шой поверхности эта п о д в есн ая си стем а м о ж е т в и б р и р о в а т ь под дейстЩ Ш о м ы в аю щ его ее п а р а , ив этих у сл о в и я х трудн о обеспечить плотность вал ьц о во ч н ы х соединений.
^
К р у п н ы е сетевы е п о д о гр ев ател и в ы п о л н яю т го р и зо н тал ь н ы м и к о н ­
структи вн о во м ногом сходны м и с к о н д е н с а то р а м и п а р о в ы х турбин. Н а
р с. 5-21 п р ед став л ен сетевой п о д о гр е в а т е л ь го р и зо н тал ь н о го типа
^ т л Г п н ° п ° « РЭСЧеТ сетевы х п о д о гр евател ей в принципе ан ал о ги ч ен расШ Я Ш р й Й * оп и сан н о м у выше. О д н ак о , п о ско льку сетевы е п о д о гр ев ател и
1 Щ
Й Я 1 н а х о д и ть с я под р а з р е ж е н и е м , н е и зб е ж н ы присосы в о з­
д у х а. П о э т о м у р асч ет го р и зо н тал ь н ы х сетевы х п о д о гр ев ател ей вед у т по
эм п и ри ч ески м ф о р м у л а м д л я р а с ч е т а к о н д ен сато р о в п ар о в ы х турбин.
ВОПРОСЫ
И М Я ЧттМ* пРиводит вытеснение ниж него по давлению отбор а пара на регенерацию
верхним? Д а й т е количественную оценку:
р
регенерацию
а) при неизменном р а сх о д е пара на турбину;
б ) при неизменной мощ ности.
-
----------
генерацию? Щ
Я
------------------------------- ^
V
•
Пр° меж уточны й "^Регрев пара на сум м арную долю отбор ов на ре-
3. К аково назначение регулятора уровня конденсата в
м у м ож ет привести неисправность регулирую щ его клапана?
4 . п о ч е м у П В Д выполняются без трубной доски?
| 5 * а™ х ц е м е н т а х пароводяного тракта протекает
6. Как оценить эффективность паропреобразовательной
7. П очем у дл я сетевы х подогревателей не применяю т
корпусе пологвевятрля? к Ш
одогр евател я. К чепроцесс деаэрации*
установки*
« р а э н й ё трубки?
Г л а в а шестая
ТЕПЛОВАЯ
СХЕМА
ТЭС
6-1. П Р И Н Ц И П И А Л Ь Н А Я Т Е П Л О В А Я СХ ЕМ А
П р и н ц и п и а л ь н а я т е п л о в а я схем а Т Э С — это с т р у к т у р н а я сх ем а о б о ­
р у д о в а н и я эл ек тр о стан ц и и , х а р а к т е р и з у ю щ а я процессы п р е о б р а з о в а н и я
и и с п о л ь зо в а н и я теп л а д л я в ы р а б о тк и эл ектр о эн ер ги и . В более узком
с м ы с л е п р и н ц и п и а л ь н а я т е п л о в а я сх ем а Т Э С - это п р и н ц и п и а л ь н а я схе­
ма ее пароводяного тракта, элементы которого даются в условных изо­
бражениях. Разберем принципиальную схему КЭС с турбиной К-100-90,
представленную на рис. 6-1.
Пар из барабанного котлоагрегата 1 по паропроводу свежего пара 2
поступает в турбоагрегат 3. Из конденсатора 4 конденсат откачивается
конденсатным насосом 5, который прокачивает его последовательно че-
1/75
1н
1 1ы
1
1__
в
Рис. 6 1 . Принципиальная схема КЭС с турбиной К-100-90.
рез подогреватель эжекторов (ПЭ), сальниковый подогреватель (СП)
и далее через группу подогревателей низкого давления в деаэратор (Д).
После деаэратора питательный насос 6 подает питательную воду через
группу подогревателей высокого давления в котлоагрегат. Таким обра­
зом, пароводяной тракт замыкается.
Описанная тепловая схема в значительной мере является типовой
и мало меняется при изменении единичной мощности и начальных па­
раметров пара.
Какие же основные положения построения тепловой схемы вытекают
из рассмотренного примера?
Деаэратор и питательный насос делят схему регенеративного подо­
грева на группы ПВД и ПНД. Группа П ВД обычно состоит из двух
или трех подогревателей с каскадным сливом дренажа вплоть до деаэ­
ратора. Деаэратор питается паром из того же отбора, что и первый из
ПВД. Такая схема включения деаэратора по пару называется схемой
с предвключенным деаэратором. Смысл такого решения состоит в том,
что обеспечивается запас по давлению пара для деаэратора без потери
тепловой экономичности. Дело в том, что в деаэраторе поддерживается
постоянное давление независимо от нагрузки турбины, а давление в от­
борах меняется пропорционально расходу пара в турбину. Поэтому для
работы деаэратора в широком диапазоне нагрузок турбины надо иметь
запас по давлению отбора, снижаемому в регулирующем клапане до
требуемой величины. При отсутствии подогревателя, питаемого паром
из того же отбора, что и деаэратор, запас по давлению означает дроссе­
лирование пара отбора и соответствующее снижение тепловой эконо­
мичности.
Группа ПНД состоит обычно из четырех-пяти подогревателей. При
наличии испарительной установки между П Н Д включается конденса­
тор испарителя (К И ).
сальниковый подогоеватрль п „птп„
п и о г р е ираоотавшего пара эжекторов
через к о „ ц е в ы е Т с ^ Г Г а б Х ™ ™ ыРх ° у „ Г „ Де З РУС е , ЙР° ™ КЙ' Ш
иые подогреватели пропускается т п л к Г Г Г
Р 3 вспом°гательизбежание чрезмерного их гидравлического с о и р Г и в Т и и я ’К° “ДеВсата 80
впвд
Рис. 6-2. Схема протечек пара через лабиринтовые уплотнения
товых уплотнений
=
К
Й
| п°дачей Добавочной
--- 1---
г^
турбины К-300-240.
Я Ш
I ир
«бириносновной
обессоливание
тур б оу ста н ^ о к ™ о с т ^ а ет'с^п овы ш ен и е ^ диничн° й мощности и I п. д.
бует введения промежуточного перегрева п к о Ж Ш Л —
’ ЧТ° Тре_
нечной влажности пара. Поомеж^гпинитй !!
Целью снижения колает технически необходимой блочную с х ё м л Г к о ? ^ свого очередь дечающую поперечные связи по папу В г! ? « „
~ турбина, исклюустановки с промежуточным перегревом
ДеЛе’ 6СЛИ пРедставить
РУ, по холодным и Ш Ш я Ш Ш М
единенные по свежему пажется н е в о з м о ж н ы м Ш Ш Ш ■
^ туТ0ЧН0Г0 перегрева, то окав отдельности. Принципиальные теплп?ыР
ка*ДОи турбоустановки
КЭС отличается Ц
И М И М И блочной 1 неблочной
первом
грева пара.
Н вН Ц
И Н И Нслучае промежуточного пере­
В
тепловой
схеме!
к
о
то
о
а
Г
п
^
т
°
п
™
”
?
Х
О
„Д
Л
Т..свое
отРаж.ение
в
полпой тепловой схеме, которая дает, помимо п р и н ц и п ^ л Т н ^ к о 'л и ч е с ? -
88
Ш ЙЯ
3 Также содеР>кит всю необходимую регулировочную И
ж .г а г в ж
й
г
В)
6-2. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КЭС
н Л а с " е т в ПойсхемЯ
Рв Н
№
Щ
явл» « с я также и расчетной.
параметры папа и к т ^ р « наносить все необходимые исходные данные:
тупйинм
Р
конденсата, внутренние относительные к. п д отсеков
турбины, величины протечек пара через уплотнения
значенияЖР г П
Иие Р характеР | Я
тепловой схемы зависят от его на-
Ш §Й Н !
схемы рассматривается в этом п а р ^ г р ^ ф е ™ 0™ Р° Да раСЧеТ теплово"
ределить показатели тепловой экономичности для этих Ш
1
т-ко '
го типа расчеты будут рассмотрены в гл. 7.
режимов. Таконовки типа к 5 м -24ПВЙ Г Д пРинципиальная тепловая схема турбоустал я е ? с Г Бз ПРИНЯТЫ типовыееМтЫ
р и Ш °Д ,Т р и РчТмеНодЯинПО о ^ о р ^ о Т у щ е с т ^
ляется из цилиндра высокого давления (Ц ВД), второй после Ц В л \ т е
Г л ?вХ М
»еТ.У. г т ЫМ перегРевом "ара> третий 8 Й Я Щ 1 И И
го давления (Ц С Д ); деаэратор на давление 0,7 МПа питается п а о о м ич
самостоятельного отбора из ЦСД, причем предусмотренавозможность
перевода его при пониженных нагрузках турбины на п и ? а н и Г и з Т б о п а
с более высоким давлением (3-го) при пониженных нагрузках турбиныникового ^о до^евателя. Че™ РеХ —
Р
™
|
|
турб|ины,Вгде
^деаэрир у етс я °в ^ ф б о т а ж н о м устройстве В К° НДеНСаТ0Р
Протечки через лабиринтовые уплотнения ЦВД и переднее у п л о т н р
доег р е в а й л ° ™ ! ЯТСЯ ‘ паропРоаоды ° тб°Ра Ц | | - на деаэратор, „а но„ а™ ! беНН0СТЬ!? схемы является паротурбинный привод питательного
насоса, причем бустерный насос, создающий подпор на входе воды в пи
тательныи насос имеет электропривод. Следует отметить, что на совре­
менных блоках большой мощности применение турбопривода питатель
соображе°ниямиЛЯеТСЯ ТИП° ВЫМ Решением* чт° обусловлено следующими
Питательный насос блока на высокое начальное давление приходит= 44 500О
Л
5
0
ППпбТТР?
ОДНЫ
М
ДЛЯ
обеспечен”я
его
компактно?™
500—5 ООО об/мин) и с регулированием оборотов.
.„ о
электР°приводе выполнение этих требований приводит к ппн
повысительного редуктора и гидромуфты, что существенно
усложняет и удорожает насосный агрегат. Электродвигатель при значи
тельной мощности привода приходится выполнять со значительным за
насом ио мощности из-за пусковых условий. Так. для насоса с иот ое б
ностью 1 Ш Ж
° К0Л0 6 00°- кВт Установлен электродвигатель „ощностью 8000 кВт являющийся сложным и дорогим
агрегатом
Указанный насос обеспечивает нагрузку 50% блока 300 МВт большей
мощности питательные насосы с электроприводом пока не выпускаются,
так как широкое применение получили питательные насосы с турбопри­
водом.
^
Турбопривод решает проблемы быстроходности и регулирования обо­
ротов, может выполняться на практически любые требующиеся мощноПромпврегрев
23,5МПа
540 °С
.\ |
7
Вбон нижних
Т точен
Рис. 6-3. Принципиальная тепловая
схема турбоустановки К-300-240 (а)
и процесс расширения пара в турбине
в
5-диаграмме (о).
сти. Приводная турбина питается паром низкого давления из отбора
главной турбины блока.
Расчеты показывают, что при достаточно высоком внутреннем отно­
сительном к. п. д. приводной турбины (более 0,8) турбопривод оказы­
вается экономичнее, чем электропривод, обусловливающий дополни­
тельные потери энергии в редукторе и гидромуфте.
На приведенной схеме рис. 6-3 применена приводная турбина с про­
тиводавлением причем отработавший пар поступает в регенеративный
подогреватель Ш , а избыток возвращается в Ц Н Д турбины. При сни­
жении нагрузки главной турбины приводная турбина работает со сколь­
зящим начальным давлением пара, так как давление в отборе снижается
пропорционально снижению пропуска пара через главную турбину. Про­
пуск пара через приводную турбину соответственно снижается, что при­
водит к снижению располагаемой мощности, равной
С ^ О .н Я !,,
При некоторой частичной нагрузке главной турбины располагаемая
мощность приводной турбины оказывается меньше мощности, потреб­
ляемой питательным насосом. Это означает, что при такой нагрузке
надо переходить на пускорезервный питательный насос с электроприво­
дом. Последний необходим при пуске блока, так как при данном ва­
рианте приводной турбины нельзя пускать ее паром от постороннего
источника из-за того, что отработавший пар отводится в главную турУказанных недостатков лишена конденсационная приводная турби­
на, которую можно пускать паром от постороннего источника (из стан­
ционной магистрали 1,3 М Па), а при сниженных нагрузках блока пере­
водить на питание паром из этого же источника. Поэтому при конден­
сационной приводной турбине можно обойтись без пускорезервного
питательного насоса с электроприводом.
Пример расчета тепловой схемы КЭС.
Переходим к расчету тепловой схемы рис. 6-3, а. Первый этап — выбор исходных
данных. Принимаем, что на основании технико-экономического анализа заданы следу­
ющие параметры:
*
Начальная температура п а р а ..................... .....
р 0 = 23,5 МПз
(240 кгс/см2)
/0 = 540°С
Конечное давление п а р а .....................................
Рк = 0,04 МПа
Конечная температура регенеративного по­
догрева ..........................................................
*д.в = 270 *С
Число ступеней п одогр ев а.......................... .....
л= 8
Начальное давление п а р а ...............................
Давление промежуточного перегрева на основании рекомендаций, полученных в ре­
зультате вариантных расчетов, принимаем:
Рп.пв
1
0 Р0
0
23,5
** 3,9 3 МПа,
, Потеря давления в системе промежуточного перегрева принимается равной 0,1 от
Рп.п- Поэтому давление пара после промежуточного перегрева равно: р„ „ = 0 ,9 р
—
= 0 ,9 -3 ,9 3 = 3,53 МПа.
Переходим к определению давлений в регенеративных отборах пара. Давление пер­
вого отбора из Ц ВД определяется заданной конечной температурой подогрева пита­
тельной воды / Пв = 2 7 0 °С . Принимаем недогрев в подогревателе П8 ввиду наличия
охладителя пара Фпв=2 °С. Тогда температура насыщения отборного пара в подогре­
вателе П8 равна ^пви = <пв+^п»=2 7 0 + 2 = 2 7 2 °С. По таблицам водяного пара по тем­
пературе насыщения находим давление пара в подогревателе р „8 = 5 ,6 8 МПа. Потерю
давления в паропроводе отбора принимаем равной 8 % давления в подогревателе. По­
этому давление отбора р п% = 1,08^' 8 = 1,08-5,68 = 6,1 МПа. Отбор на /77 берется пос­
ле Ц В Д при давлении промежуточного перегрева р п1= р'п п = 3,93 МПа:
р'а7 = 0,9 2р п7 «= 0,92*3,93 = 3 ,6 МПа.
По таблицам водяного пара находим:
- 2 4 3 ,8 °С
<пт = 1и:и -
^
= 243,8 -
2 ,8
= 241* С.
| | §
| ^
'’У-Г?
I|
#
.. ^
■ ;,
Рд = 0,685 МПа (7 кгс/см2);
/
‘;.
|
'
= 164,2 °С
тельного сопротивления8 Р^гул ир ующего^^
° ’2 МПа с Учетом значинимаем запас по давлению в отборе 20% Это
Деаэрационнои колонкой. Приможно обеспечить питание деаэратора папом й! =
"Е" нагРУзке блока 80% еще
имеем:
деаэратора паром из этого отбора. С учетом сказанного
+ 0 .2 ) 1 ,2 = (0,685 + 0 , 2 ) 1 ,2 * = ] ,05 МПа.
Таким образом, суммарный подогрев волы в / 7/> П7
ляет:
р
д рев воды в И6> п ? и питательном насосе составрл = К
Я Н ~
~ Л . в = 241 - 164,2 = 76,8 °С.
Следует отметить, что полотей в /77 По п Л.
перегрева целесообразно принять в 15—18 п ^ М^ 3 хол°ДНой линии промежуточного
паром из отбора после промежуточного перегрева О ^ » 46” В Ш ' К0 Т0 РЫЙ « д а е т с я
жуточный перегрев пара было затрачено т е т о и Ё Ш ! яется это тем- что на проме"ЫИ
” » Д » » ™ пар", Г С
[чН кЯ В
=в +
и
I ~ А/пн- _
2 ,5
Принимаем 0 П6= 1,1 *с.
Тогда
У,
Щ
7
6
,
8
И
-
6
,
0
2^5------ = 164 2 + 28 ,2 = 192,4 вС.
’
;
.I
;■!.
*аю — (™ + &пв— 192,4 + 1,1 = 193,5 *С.
По таблицам водяного пара
Тгигич У Рп6 ~ 1,38 МПа; рп6 Ш4б8рдб = 1 ,0 8 - 1 ,3 8 = 1 48 МПа
ШШ.
Следуе?
М Ш
‘
ображениями и обычно составляет 0,2 _0 22 МПа
опРеДеляется конструктивными соВ соответствии с зтим принимаем ; л3 = 0 ,2 2 М П а ; „ ; з = 0 ,2 М П а :
Недогрев в /73 принимаем р а м ш Т б ^ с 'т я ^ 7 120~ 5== 1] | °с ладитель пара только в П4. Для надежной’ работы*,,*3 ВСвХ НД п р о см а т р и в а ем ох“и* рекомендуется величина подогрева основного’?™ м « г РРа " СГ° регУлят°Ра Давле20 С. Это условие определяет выбор давления отбора на л ! ™ В деаэратоРе п°рядка
При Оп4= 2 °С (из-за
' п ., -
= 1441 2 = 1
-С; Ш |
0 .4 2
И ■ | Ш Ш45Щ
,
ДЛЯ определения давлений двух отбоиов и* п ы л
деление подогрева воды между подогревателями 173 П 2 П% '}НИМаем Рав»омерное распре1емпература основного конденсата на вхол* в п ) Ш
после конденсатора плюс подогрев в саиннконпм ип
температуре конденсата
р« = 0 ,0 4 МПа /* = 28.6°С . Обычно Д /с п
Г - Е Ж
“
1
Подогрев, приходящийся ня
1§1 ?
“ - 2 8 , 6 + 4 , 4 = 3 3 °С.
д / _ лэ
—
^
*шн =
Рп1 = 0,025 МПа;
3_
^с.п
=
115 — 33
--- 1----------~
з
~
0 7 еР -
+ Ы = 33 + 27 = 60 "С;
+ дщ = 60 + 5 = 65 °С;
р т = 1 ,0 8 р п
’ 1 = 1,08-0,025 = 0,027 МПа;
^П2 = %1 + Ы Щ 60 + 27 = 87 °С;
*пан = *па + #па = 87 -|- 5 = 9 2 °С;
РП2 = 0.077 МПа;
= 1 , Овр^ = 1,08-0,077 = 0,083 МПа.
по оборудованию турбоустановки^б° Р° В 0ПРеДелены с учетом имеющихся рекомендаций
* Повышение температуры в питательном насосе будет подсчитано ниже.
Д л я случая, когда отсутствует отдельный отбор пара па деаэратор, число отборов
окажется меньше на единицу.
Тогда будем иметь /п 7 = 241 °С; /п 4 = 1 4 4 ° С . Подогрев в /77 принимаем в 1,6 боль­
ше, чем в П 6 и в Д . И з величины подогрева Ы = 1П7— (п4 надо вычесть повышение тем­
пературы в питательном насосе Д/ц.и. Повышение энтальпии в питательном насосе равно:
А/
'
, ;
У'ЬРп.н
пи = —
•..У-
-
Г» ЧН*®
■
щ,?: ....
Здесь V' — удельный объем воды при температуре
ния в питательном насосе, Н /м 2;
*
д ; ДрП:н — повышение дав л е­
0 ,0 0 1 1 - 3 0 ,5 - 10е
ч
------------------------------------------------------
ж
.
к Д ж / И '-
Это соответствует повышению температуры Д /„.н = 6,0 °С. Тогда имеем: д / =■ *п7
*П4 Д*п.н __ 241 — 144 — 6 ,0
2^6
Я Р .’
2 ,6
V
[
*пв = *пб + Д /Ст + Д /П.н = 144 + 3 5 + 6 0 = * 185 °С;
^н.пв = ' пв + °пв = 185 + 3>° = 188 °с;
Рпб = 1 »225 МПа; р иб = 1,08
**
= 1 ,0 8 -1 ,2 2 5 =
$ *
Ту
1 ,3 МПа;
Д^пв= 1 8 5 ,0 — 164,2 — 6 ,0 = 1 4 , 8 °С.
■
После определения давлений отборов переходим к построению
рения пара в /5 -диаграмме (рис. 6-3, б ).
у 1„
~
Начальная энтальпия пара при р 0= 23,5 М Па и = 540 °С
процесса расши­
10 = 3 320 к Д ж /к г •
От начальной точки 0 идем при постоянной энтальпии к точке 0' — это начальное
дросселирование пара в регулирующих клапанах:
Др 0 = 0 ,0 5 -р 0= 0 ,0 5 - 2 3 ,5 = — 1,175 МПа;
р 0 = 2 2 ,3 2 5 М П а.
Принимаем изоэнтропийное теплопадение в регулирующей ступени 100 кД ж /кг. О т­
кладываем это теплопадение в ^-диаграм м е для водяного пара по вертикали и получаем
точку пересечения с изобарой за регулирующей ступенью р р с = 16,35 М П а. Принимаем
к. п. д . регулирующей ступени
^ ч. - . &»*-?{.
< / = 0,7
Тогда
‘р .с
В I-
р.с И
V
= 3 325 -
1 0 0 .0 ,7
|
3 255 к Д ж /к г .
Д ал ее по изоэнтропе из точки р.с определяем располагаемое тепловыделение осталь­
ных ступеней Ц В Д д о р п п = 3 , 9 3 М Па:
* ••
- Аа ,в .д =
3 9 6 К Д Ж /К Г .
Энтальпия пара за Ц В Д равна:
*П.П
— ‘р.с ~
А а , В .д
Ло/Д = 3 2 5 5 — 396
0 , 82 =
2 926 к Д ж /к г .
Соединим точки р.с и п.п' на ^-диаграм м е прямой линией. Пересечение линии рас­
ширения пара в Ц В Д с изобарой р пв = 6 ,1 М Па дает значение энтальпии пара в отборе
на П8: « 8 = 3 0 2 0 кД ж /кг; / П8п = 3 9 9 ° С — температура пара в отборе.
Д а л ее строим процесс расширения пара в Ц С Д и Ц Н Д .
Начальная точка имеет параметры пара
Рп.и = 3 , 5 3 М Па;
= 5 4 0 °С;
п = 3 530 кД ж /кг.
Дросселирование пара в дроссельных клапанах на входе в Ц С Д обычно принимают
0,1 М Па. Определяем изоэнтропийное теплопадение в Ц С Д д о давления 0,22 М Па:
^ а ,с .д = 758 кД ж /кг. Принимаем п ^ 1Д = 0 , 9 :
‘з =
т
‘ п .п — ’С
д Ла
д
а .с, .д
= 3 530 -
7 5 8 - 0 ,9 = 2 845 кДж/кг.
Проводим линию расширения пара в Ц С Д , соединяя точки п.п" и пЗ. Пересечение
этой линии с изобарами рпв. Рд* Ргм дает энтальпии
*‘в = 3 320 к Д ж /к г;
1Д = 3 200 кД ж /кг;
/4 = 2 912 к Д ж /к г .
г
Определяем изоэнтропийное
605 кДж/кг.
Принимаем т]
= 0 ,8 ;
теплопадение
Аа.н.д% 7Д = 2 845
К
Ц Н Д до рк= 0 .0 0 4
МПа- А» . »
605*0,8 = 2 360 кДж/кг;
0 ,9 2 .
к
Проводим в /5-диаграмме линию расширения пара в ЦНД, соединяя точки ПЗ и К
Пересечение этой прямой линии с изобарами рп2 и рп\ дает энтальпии пара в отборах:
I2 — 2 720 кДж/кг; Ц = 2 570 кДж /кг.
Таким образом, все необходимые исходные данные получены. Для удобства после
дующих расчетов сводим эти данные в таблицу параметров (табл. 6- 1).
Таблица
6-1
Параметры пара и воды
р
(
1
МПа
°с
к Д ж /к г
Точка
процесса
О
р
*
1п 1
*п 1
*ДР
°С
к Д ж /к г
°с
272
243,8
1 190
1 050
270
241 /
1 180
1 040
254
203
П8
П7 (ПП')
ПП*
6,1
3,93
3,5 3
344
294
540
3 020
2 940
3 530
5,6 8
36 ,0
П6
д
П4
1,42
1,05
0,45
425
370
267
3 320
3 200
2 912
1,32
0,685
0,42
0,22
1 0,083
0,027
0,004
|
к Д ж /к г
3 320
3320
3 255
ПЗ
П2
П1
К
*н •
°С
540
535
493
РС
4
МПа
23,5
22,325
| 16,35
О'
#
*ДР
11 к Д ж /к г
1
---
2 845
0,20
2 720
0,077
2 570
0,025
28,6 2 360 ( х =
= 0 ,9 2 )
190
115
1 104
862
——
193,5
164,2
146
822
690
614
192,4
164,2
144,0
818
690
603
180 /Л^
120
92
65
502
385
272
115
87
60
28 ,6
480
363
250
120
92
65
—
770
.
546
405
387
272
Надо построить также процесс расширения пара в приводной турбине питательно­
го насоса. Пар берется из отбора на П6 . Падение давления в паропроводе до турбины
принимаем 0,1 от р п6:
Рт.н = 0 ,9 р п6 = 0 , 9 - 1 , 4 2 = 1,28 МПа.
Противодавление равно 1,1 р п3; р а;т,а = 1,1 -0 ,2 2 = 0 ,2 4 МПа.
Ла,т.н=425 кДж/кг. Принимаем 1]™ = 0 ,8 5 ;
Из
/5-диаграммы
‘п.т.н = | - ла,т.н Ш : = 3 320 “ 425«0,85 = 2 958 кдж/кг.
Следующий этап — определение долей отборов (от расхода пара на турбину) из
тепловых балансов подогревателей. Последние составляются последовательно от П8
до П1. Составление тепловых балансов подогревателей начинаем с ПВД.
П о д о г р е в а т е л ь П8
:
Ш! Ш В В Н Я Н Б Ш
1
Ш
^дрв) % 8 —
®пв — '
*п8 — /ц?
^П в
О ( / п в ---
/п7)>
1 180 — 1 040
0,0635.
°
({В — *'дрв) Т1пв
(3 020 — 1 104)0,99
П о д о г р е в а т е л ь П7
В этот подогреватель сливается дренаж из П8 и поступает пар протечек уплотнений
А.Т 1 - Ш
1
1 И
( В
-
Щ
1 Ш
( ‘ДР8 -
‘дрт) I I ( '„7 К ‘пв)
Л
и
?
1
(1 040 — 818) — ■ - — 0,0635 (1 104 — 862) — 0 ,0 0 7 (3 200—862)
а П7 = ---------------------------------------— —— ------------------------------------------— — о 095
2 940 — 862
Подогреватель П6
.
^
-, л
подогреватель П6 входит питательная вода после питательного насоса с темпе
,°С
Принимаем
732 кДж/кг; ^дРб= 770 кДж/кг;
! * '* * * Щ
1др6= /п ,н + 1 2 = 1 7 0 ,2 + 1 2 = 182,2 °С-
1
I' = 1 1\ 1пв1
(818 — 732)
а пв
О
1
(0,0635 + 0,095 + 0,007) (862 — 770)
0,99
«мЙ!Я
I11.Н
3 320
дре' „ Т п в д -
0,028
аЯ Ш
аЯ
1
„ро« , и
1
» деаэр „ 4 поступает потоГкш депсаТа” о " ° и Г л с я ° ”Р ” Ч
* З Ь
И> Ш
тор уплотнений, откуда через концевые Я М и в Ш деа*РатоРа подается пар ка коллекЩ
сбрасывается .Т н " 1
■
а к .у
0 , ° 0 3°;
^
1
“
Ж
Н
а с п = 0,0016; Ш Щ 0,0014.
уплотнений им ею т^аГн^ю ^нтальпи^^Р ==3^ ^ 0 кДж/кг.ЧИНа' 8 1 Ш
Пр° ТеЧКИ разных
течки штоков: ** теплового баланса введем только количество греющего пара ал и про“ д ‘д 1
« ш г ‘о + В
1
У
I
Ц
I
ат) 1ярв 4-' а к .д Iпд
Выразим а к.д из весового баланса:
а
к .д
1
а шт
пр
а п7
1 — 0,003 — 0,007 — 0,0635
а пв
“ пт
а пв
Ш Ш
а
0,095 — 0,028 — а д = 0,804
1
690
0,99
ад
а д;
0,003-3 320 — 0,168-770 — 0,804-603
0,026
3 200 — 603
Баланс пара:
приход а д Р= 0,014
®шт = 0 ,0 0 3
,
0,017
расход а
д
а к. у
0,026 4
0 , 0030
0,0290
Следовательно, из отбора турбины на деаэратор берется а „ = 0 ,0 1 2 . Тогда имеем:
вк.д = 0,804 — 0,012 = 0 ,792.
Переходим к тепловым балансам ПНД
П о д о г р е в а т е л ь П4
а«
(и-
'дР4) = «к.
1
П4
О
ЛП4
0,792 (603
а П4
2 919
0,0424
П о д о г р е в а т е л ь ПЗ
Так как по ходу конденсата
перед ПЗ имеется смеситель двух потоков - основного
конденсата из конденсатора
= а« д—а в«—а п, —а м и дренажа из П2 « п« + а п,+ а п 2,
в уравнении теплового баланса
для ПЗ запишем отдельно подогрев каждого из этих
потоков:
( *п.т.м
'пи ) +
где а ' 3 доля пара на ПЗ из противодавления паровой турбины питательного насоса
а ’п3 (2 958— 405) + 0,0424 (546 — 405)] 0 ,9 9 = (0,792 — 0,0424
- а
+ «п 2.) (480 - 363) И (0,0424 + а п3 + а'п2) (480 -
387);
«д 3 — 0,0447 а „ 2 = 0,0352.
Уравнение содержит два неизвестных и решается совместно с уравнением тепло
вого баланса для П2.
Подогреватель П2
® П 2 ( *2
*Д р 2 )
а к |
«к
а п 2 ( *п 2
Ш
1
^дрг)
« П 4 — “ пЗ -
а к ( *П2
% 1§
Пп2
□2>
а п2 -
I
—а
= 0 , 7 1 1 — 1,0447ап2
0,792—0,0424 — 0,0387 — 0,0447а
доля потока, проходящего через /72.
Подставляем значение
в уравнение теплового баланса /72:
а „2 (2 720 — 387) + 0,008 (3 200 — 387) = (0,711 — 1,0997ап2) (363 — 250)
| п2 = 0,024;
й | | = 0,0366;
1
0,9 9
а п2 = 0,008 Ц 0,024 = 0 ,0 3 2 ;
ак =0,711 -
1,0447-0,024 Ц 0 ,6 8 6 ,
Подогреватель П1 совместно с СП:
а п1 ( (1 ^
^ д р 1 ).
а с п ( ‘с .п
'д р .с .п )
« к ( ‘ п1
а п1 = (2 570 — 272) + 1,0014-2 300 = 0,686 (2 5 0 — 120);
ащ = 0,0375;
ак = ак
' — а их
, —а
„
—
а"р
=
0,686
—
0,0375
—
0,003
—
0,0014
=
0,644
п
■»
— доля потока пара, поступающего в конденсатор.
Для определения расхода пара на турбину найдем приведенное теплопадение для
всей турбины, как сумму произведений долей расхода пара на теплопадения отсеков
турбины.
•'
'
I '•'";'^ :
^
1. Отсек Ц В Д до левого уплотнения:
а х =
1“
а шт “
ЛЛ11 = *о -
а вн =
1“
° ’003 -
С д в д “ 3 320 -
°»0 1 8 1
°» 979*
3 100 = 220 кДж/кг;
щ &Нц = 0 ,9 7 9 - 2 2 0 = 216 кД ж /кг.
2. Отсек Ц В Д до отбора на П8:
сс2 = щ — а ^ вцвд + а Ц = 0,979 -
0,015 + 0,018 = 0,982;
ДН12 = С вцвд — 1Ь = 3 100 — 3 020 = 80 кДж/кг;
= 0,982*80 = 78 кДж/кг „
3. Отсек Ц В Д до отбора на # 7 :
а 3 = а 2 — а Пв = 0,982 — 0,0635 = 0,9185;
ДА*3 = 18 — (7 = 3 020 — 2 940 = 80 кДж/кг;
а 3Д/1*8 == 0,9185-80 = 7 3 ,5 кД ж /кг.
4. Первый отсек ЦСД (до отбора на П6):
. а 4 = аз -
-
а*** -
а п7 = 0,9186 - 0,008 -
0,006 -
АНи = 4 П~ ‘б == 3 530 — 3 320 = 210 кДж/кг;
а 4Дйй = 0,8096-210 = 170 кД ж /кг,
0,095 = 0,8096;
5. Второй отсек ЦСД (до отбора на Д ):
0&5
®пв
' ® Т«Н'
Определяем расход пара на турбонасос из баланса мощности:
а т.н ^^т.н ^м.т.н 35 ^п.н»
.
^й.п
42
■ § ■
| Я Н
■
1,851
а 5 = 0,8096 — 0,0028 — 0,1185 = 0 ,6 6 3 1 ;
ЬЫь Щ % — *д = 3 320 — 3 200 = 120 кДж/кг;.
а 5ДЛ;5 = 0,6631*120 = 82,0 кДж /кг#
6. Третий отсек ЦСД (до отбора на П4 ):
Р
а 6 = а 5 — а д = 0,6631 — 0,012 == 0,65;
ДЛ/в = 1д — х*4 = 3 200 — 2 912 == 288 кДж/кг;
а вДЛ4-в = 0,65 •288 = 193 кДж/кг * |
7. Четвертый отсек ЦСД (до отбора на ПЗ):
у .-
|
а? = а 6 — а 4 = 0,65 — 0,0424 = 0,607;
ДЛ*7 = и — *з = 2 912 — 2 845 = 67 кДж/кг;
а 7ДЛ*7 = 0,607-67 = 42 ,0 кДж /кг.
8. Первый отсек ЦНД:
Часть пара из противодавления приводной турбины питательного насоса в количе­
стве а пз = 0 ,0 3 5 2 поступает в ПЗ, а остальной пар в количестве
а ™А
Й а т.н — а п з
= °> 1185
0,0352 = 0,0833
подается в ЦН Д с энтальпией /пт.н = 2 958 кДж/кг.
Энтальпия пара на входе в Ц Н Д определяется как средневзвешенная из энтальпий
двух потоков пара:
а 7 *3 “Ь а т.н *п.т.н =
а8= а7 +
«ЦНД а 8’
= 0,607 + 0,0833 = 0,69;
0,627-2 845 + 0,0833-2 958
-------------------------= 2 848 кДж/кг.
*цнд --
и,07
Таким образом, получаем, что повышение энтальпии пара на входе в ЦНД в ре
зультате возврата более горячего пара из приводной турбины питательного насоса не
значительно и составляет всего Д А = 2 4 кДж/кг:
а 8ДЛ*8 = 0,69 (2 848 — 2 720) = 91 кДж/кг.
9. Второй отсек ЦНД:
ад = а 8 — а П2 = 0 ,6 9 — 0,02 =?= 0,67;
ДА/9 = <2 — Н = 2 720 — 2 570 = 150 кДж/кг;
аеДЛ*9 = 0,67*150 = 103 кДж/кг.
10. Третий отсек ЦНД:
«к 388 «ю =
— а П1 = 0 ,6 7 — 0,0375 = 0,33;
—
{к!
ос1аЛА/|0 =* 0 ,3 3 (2 570 — 2 360) = 136 кДж/кг.
Суммарное приведенное теплопадение равно:
2 а / ДЛ*у « 216 + 78 + 7 3 ,5 + 170 + 85,5 + 1 9 3 ,0 +
1
' 'ЙЁ
-
... 4:
+ 42,0 + 9 1 , 0 + 103,0 + 136,0 * 1187,5 кДж /кг.
Расход пара на турбнну равен:
Ш И И И К ^
ы 9 + АЛГМ.Г
300* 10я + 5- 10э
о = - 4 - 4 ,----- ^ « . ----------- -П------- = 255 кг/с.
10
1187,5
И а / АН(1
1
Поясним определение потерь механических и в генераторе А/Ум.г.
Внутренняя мощность турбины
равна сумме мощности эффективной на валу
генератора УУе и механических потерь М м. Величина последних задается заводом-изго­
товителем турбины
М/«=Л/е +ДЛГМ; Г]м =
~
NI
.
Эффективная мощность Nе равна сумме мощности электрической на зажимах генегРеане°рРаатора “
| генеРатоРе АЛ/- Последние задаются заводом-изготовителем
1
вира»™
I И
I
И
М . ' «о*„о
ДДГ».Г = Я , | — ------- 1
ЛмЛг
■ ■ ■
Принято ДЛ^м р = 5 МВт в соответствии с заводскими данными
гтштт'™!
ПЗра НЭ турбинУ’ определим отдельные потоки пара и воды (кг/с) ис
пользуя полученные выше значения а:
|Щ §§!
^пв - а л80 = 0,0635-255 = 16,15;
^п7 = а п? й
= 0 ,0 9 5 -2 5 5 = 24,05; 1
° п 7 ~ а п? & = 0 ,0 0 7 -2 5 5 = 1 , 7 ;
/
От = «„в О Щ 0,028-255 = 7 ,1 2 ;
Од = а д О = 0 ,0 2 6 -2 5 5 = 6,575;
Г)д = а д Г> = 0 ,0 1 2 -2 5 5 = 3,03;
°п 4 =
~ 0,0424-255 = 10,75;
М л = а п3 О = 0,0366-255 = 9,25;
0 П2 = а П2 й = 0 ,0 2 4 -2 5 5 = 6,06;
= а п? д = 0 ,0 0 8 -2 5 5 = 2,02;
А н = а п Г> = 0,0375-255 = 9,50;
О к = а к О = 0,633-255 = 160; 1
°пл
К
«п.п 1 1
(а 4 +
а п ^ ) | = (0,8096 + 0 ,0 0 6 )-2 5 5 = 208;
От.н = ат.н О = 0,1185-255 = 2 9 ,8 .
Мощность турбопривода питательного насоса
*т.н = °т.н М <,т.в Лм.т.в =
2 9 ,8 -3 6 2 -0 ,9 8 = 10 600 кВт = 10,6 МВт.
Определим расход тепла на турбоустановку:
% ~ ° ( *0 — *пв) + ° п . п ( 'п .п — «п.п) =
= 255 (3 320
1 180) + 208 (3 530 — 2 926) — 0,665- 10е КВт = 665 МВт;
„бр_
3
+ N т,н
Ш
В
300 + Ю,6
665
6-3. ПОЛНАЯ ТЕПЛОВАЯ СХЕМА ТЭС
Полная^ тепловая схема ТЭС представляет собой схему трубопровос2 все^ необходимой запорной, регулирующей и защитной армату­
рой. Эта схема трубопроводов должна обеспечивать всевозможные ре­
жимы работы ТЭС, включая пусковые и аварийные. На полной тепловой
схеме показывают все установленное оборудование пароводяного трак­
та, включая резервное, все трубопроводы, включая дренажные, обвод­
ные, сливные и выхлопные.
° СГ ^ 0ЛН0И тепловои схемы (ПТС) составляют главные трубо­
проводы ГЭС., к которым относятся главные паропроводы и главН,Ы^ питательные трубопроводы ТЭС, обеспечивающие главные связи
между основным оборудованием — котельными и турбинными агрегатами.
*
нялиииАмеЦ )аЗЛИЧаТЬ
неблочных ТЭС, которая характеризуется
поперечных связей для основных потоков пара и воды, и
Расто
-
ночная
РОУ
Рис. 6-4. Схема главных паропроводов неточной КЭС
ПТС блоков, для которой характерно отсутствие указанных связей.
Вместе с тем ряд элементов ПТС неблочных и блочных идентичен.
На рис. 6-4 показана схема главных паропроводов неблочной ТЭС.
Такая схема называется секционной с переключательной магистралью.
Установленная запорная арматура позволяет вывести в ремонт котел
или турбину, отключив их согласно правилам техники безопасности дву­
мя запорными органами. Схема позволяет подключить к переключа­
тельной магистрали резервный котлоагрегат. Схема построена так,
чтобы исключить выход из строя всей станции из-за отказа одного лю­
бого запорного органа, и позволяет выделить при необходимости блок
к о тел — турбина или отключить переключательную магистраль для ре­
монта.
При подаче пара от котла одной секции к турбине соседней через
переключательную магистраль падение давления должно соответство­
вать заданной величине. От переключательной магистрали удобно через
РОУ подавать пар на общестанционные нужды. В настоящее время сек­
ционная схема с переключательной магистралью широко применяется
на ТЭЦ.
К главным паропроводам подсоединена растопочная линия, ведущая
к растопочной РОУ. По этой линии отводится пар при растопке котла
до его подключения к переключательной паровой магистрали. Д ля ути­
лизации тепла растопочного пара устанавливают специальный расто­
почный сетевой подогреватель.
На рис. 6-5 приведена схема главных паропроводов дубль-блока
800 МВт. К главным паропроводам блока относятся паропроводы свежего пара, а также паропроводы промежуточного перегрева (холодная
и горячая линии). В случае дубль-блока для обеспечения возможности
вывода одного корпуса котлоагрегата в ремонт запорная арматура на
схему
Х паропР °водов ДУблируется, что существенно усложняет
нымЧ™ Г п т П НЫХ пар0пр0в0д0в стремятся сделать минимальым, что упрощает схему и сокращает число запорной арматуры. При
в растопочный
расширитель
630*22
Рис. 6-5. Схема главных паропроводов дубль-блока 800 МВт.
этом применяют максимальные диаметры труб, выпускаемых промытленностью. Паропровод свежего пара выполнен четырьмя нитками д и а­
метром 377X70 мм из стали 15Х1М1Ф. Нитки паропровода объединены
перемычками таким образом, что и при выводе одного корпуса котла в
ремонт все четыре трубы равномерно заполняются паром. Две нитки
холодной линии промежуточного перегрева имеют диаметр 720X18 мм
и выполнены из стали 20. Эти нитки объединены перемычкой благода­
ря чему при работе одного корпуса котла пар на промежуточный пере­
грев подается по обоим паропроводам. Горячая линия промежуточного
перегрева выполнена четырьмя нитками диаметром 630X22 мм из ста­
ли 15Л1М1Ф. Перемычки, объединяющие нитки горячей линии проме­
жуточного перегрева, позволяют использовать их при работе с одним
корпусом котла. Эта система перемычек сокращает сопротивление па­
ропроводов промежуточного перегрева при работе одного корпуса кот­
ла, что повышает тепловую экономичность этого ‘часто имеющего место
в эксплуатации режима примерно на 0,5%.
К паропроводам свежего пара присоединена система пускосбросных
устройств, обеспечивающая работу блока при полном сбросе нагрузки
и при пуске. Пускосбросное устройство блока состоит из быстродействующего редукционного клапана 1, впрыска 2 и пароприемного устройст­
ва в конденсаторе 3. При полном сбросе нагрузки, т. е. при отключении
генератора от сети, получается заброс оборотов ротора турбины и ре­
гулятор скорости прикрывает регулирующие клапаны высокого давле­
ния 4 и дроссельные клапаны 5 на входе в ЦСД, оставляя пропуск пара
для поддержания нагрузки собственных нужд блока, питаемых от гене­
ратора 6 через трансформатор собственного расхода 7. В результате
резкого сокращения пропуска пара в турбину давление в паропроводе
свежего пара быстро возрастает. По повышению давления пара дается
у с Х , ДвкИН(БР°ОУРПТИе в “ «Т>оДейс™уЮЩей дроссельно^хлад^тельной
го к л а п я н я / и
е ' На о т к Р ы ти е быстродействующего дроссельно­
го клапана / и регулирующего клапана впрыска 2а. На впрыск подает­
ся основной конденсат, который берется из линии после кшленсатных
325*60
16 1
550x25
Из растопочного
расширителя
1 /0
Г 1 1о
На деаэратор
V
Рис. 6 -6. Схема
главных паропроводов моноблока 300 МВт
насосов. В пароприемное устройство 3 в конденсаторе также осуществ­
ляется впрыск конденсата. В паросбросную линию можно также через
редукционные клапаны 8 сбрасывать пар из горячей линии промежуточ­
ного перегрева, а через редукционный клапан Р— пар из растопочного
расширителя.
Пусковая редукционно-охладительная установка (РОУ) 10 служит
для сброса пара в растопочный расширитель от растапливаемого корПУ«3 г п л г когда Другой корпус уже находится в работе. Помимо глав­
ной ЬРОУ, предусмотрена быстродействующая редукционно-охлади­
тельная установка турбопитательных насосов (БРОУ ТПН) 11, позво­
ляющая подать пар к приводным турбинам питательных насосов и к
деаэратору при сбросе нагрузки или при нагрузке ниже 30%, когда д а в ­
ление пара в отборе на турбонасосы недостаточно.
При пуске блока необходима подача пара из постороннего источника,
каковым является общестанционная магистраль 1,3 МПа, которая питается через редукционно-увлажнительные установки собственных нужд
(РОУСН) блоков от холодных линий промежуточного перегрева. При
пуске блока пар подается по линии 12 от магистрали 1,3 МПа к при­
водной турбине питательного насоса и к деаэратору, а от последнего —
к эжекторам (пароструйным) и в коллектор пара на уплотнения. При
пуске из неостывшего состояния пэр на уплотнения берется непосредст­
венно от магистрали 1,3 МПа.
Предохранительные клапаны устанавливаются на выходном коллек­
торе пара за котлом, на холодной и горячей линиях промежуточного
перегрева пара до запорных задвижек.
На рис. 6-6 показана схема главных паропроводов моноблока
Паропровод свежего пара состоит из двух ниток диаметром
о^оХЬО мм. Н а каждой нитке перед стопорным клапаном 1 установле­
на главная паровая задвижка (ГПЗ) 2 с байпасным регулирующим
клапаном 3, используемым при пуске для регулирования подачи пара в
Рис. 6-7. Схема питательных трубопроводов неблочной КЭС.
турбину. Перед байпасом установлен набор дроссельных шайб 4 и пос­
ле него — запорный вентиль 5.
~
мпп^ ее рационально осуществлять толчок и разворот турбины с пок о Г а т , Т . ИРУЮЩИХ КЛапан° в Ц ВД. которые при этом должны отт Г ь УЧРЛ
т ? еННО'
06 Решение позволяет сильно упроспшгк
’ Уменьшив проходной диаметр трубы и отказав­
шись от троиников, так как роль байпаса в этом случае будет сводиться
пускных6 Ж
ПР0ГР6В с™ поРны* н регулирующих клапанов и пере
свежего пара
° Т троичиков существенно упрощает паропроводы
Если управление впуском пара в турбину при ее развороте передает­
ся регулирующим клапаном ЦВД, можно не только упростить байпас
П З, но и отказаться от самой ГПЗ, что уже осуществлено на ряде з а ­
рубежных блоков.
р
Холодная линия промежуточного перегрева пара выполняется д в у ­
мя нитками диаметром 465X16 мм. Горячая линия промежуточного пе­
регрева пара выполнена двумя нитками диаметром 550X25 мм. На к а ж ­
дой из ниток перед Ц С Д предусматривают присоединение линии 9 и 10
для сброса пара из системы промежуточного перегрева в конденсатор
Щ послеДНее время решено отказаться от запорных задвижек на паропро­
водах промежуточного перегрева пара.
К каждой нитке паропровода свежего пара подсоединена БРОУ
имеющая редукционный клапан 6 и впрыск 7. После редукционного’
102
\
клапана на сбросной линии установлена подпорная шайба 8, обеспечи­
вающая достаточное давление в линии подачи пара на деаэратор при
сбросе нагрузки. Для прогрева паропроводов промежуточного перегре­
ва при пуске предусмотрен подвод пара из растопочного расширителя,
главным питательным трубопроводам относятся трубопроводы пи­
тательно^ воды от напорной стороны питательных насосов до водяного
экономайзера котельного агрегата. На рис. 6-7 дана схема питательных
трубопроводов неблочной ТЭС. После питательного насоса 1 установлен
обратный клапан 2 с присоединенным к нему разгрузочным клапаном,
позволяющим через разгрузочную линию осуществить рециркуляцию
воды в аккумуляторный бак деаэратора. Назначение разгрузочной ли­
нии обеспечить загрузку питательного насоса, исключающую работу
его в неустоичивои области. Это означает, что при пуске и малых нагруз­
ках питательного насоса разгрузочная линия открыта и часть питательноиводы сбрасывается обратно в аккумуляторный бак.
После обратного клапана на питательном трубопроводе установле­
на измерительная шайба 3 для определения расхода питательной воды
и запорная задвижка 4. От питательного трубопровода имеется ответв­
ление к напорной магистрали 13 питательных насосов. От последней
имеется перемычка 14 к питательной магистрали 15, помимо ПВД называемая линией холодного питания.
*
Питательный трубопровод ведет к ПВД. При срабатывании защит­
ного устройства ПВД защитный клапан 7 на входе перекрывается так,
что вода и д е т в обвод ПВД и закрывает защитный клапан на выходе 8.
При выводе ПВД в ремонт необходимо отключить их помимо защитных
клапанов еще задвижками 5 и 6. От питательной магистр ал и питатель­
ная вода подается к узлу питания, состоящему из последовательно уста/ п п ^ Н?л запорной задвижки 5, регулирующего питательного клапана
(РПК) 10, обратного клапана 11 и запорной задвижки 12. Для работы
при малых расходах параллельно с главным РПК включены две линии
с регулирующими питательными клапанами меньшего диаметра.
Схема питательных трубопроводов блока значительно упрощается
по сравнению с неблочной ТЭС, так как отпадают поперечные связи по
питательной воде. На рис. 6-8 приведена схема питательных трубопро­
водов моноблока 300 МВт.
После питательного насоса вода по питательному трубопроводу по­
дается в ПВД и затем к узлам питания (два узла на две нитки тракта
прямоточного котлоагрегата). Главные питательные задвижки 1 имеют
байпасы 2 для регулирования расхода воды при малых нагрузках. Узел
питания состоит из задвижки 3, обратного клапана 4У измерительной
шайбы 5 и регулирующего питательного клапана 6. При отключении
ПВД в ремонт задвижки 7 и 8 закрываются, а задвижка 9 на обводной
линии открывается. При заполнении и промывке котла воду можно по­
давать от бустерных насосов 10 по обводной линии к узлам питания.
Д ля упрощения схемы питательных трубопроводов моноблока целе­
сообразно выполнять их в одну нитку, допуская при этом повышение
скорости питательной воды. Опыт показывает, что для современных
толстостенных труб даже при значительных скоростях воды (до 10 м/с
и более) вибрация трубопроводов не имеет места.
Помимо главных трубопроводов ТЭС, работающих под высоким дав­
лением, большой объем в тепловой схеме занимают трубопроводы трак­
та низкого давления — от конденсатора паровой турбины до деаэра­
тора.
г
^
^, .., -;У*
■
Сюда относятся паропроводы отборов, конденсатопроводы, линии
дренажей регенеративных подогревателей и многочисленные магистрали
к деаэраторам.
Рассмотрим детально тракт низкого давления неблочной ТЭС, схема
которого приведена на рис. 6-9.
Установлено два конденсатных насоса 1 из котппмг Й Ш Ш 1 „
г о й — ак п о л н ^ю наг гр у з к у т у р б и н ы -
в I I В
111111Й ш к
вижка,
” еРеД " аС0С0" Установле“ а задустановлены подогреватели зжектор’о в Т с а л Г и к о в ы й М
й В
»
В котл оа грега т
Схема питательных трубопроводов моноблока 300 МВг
дит только часть конденсата ” для ^
”
Э™ ™ ° П ™ и "Р°*°I сальниковый холодильник1 Г г у ™ а р Я И
М
Е Й
ным пароструйным эжектором. П ервой „одТр'ева? ль низкого д а в л е н
В
Е
Н
П
Щ
Я
П
В
Р
№
»
питается^ и ^ о Г и з
затвор сливается в кТ ллек?ор др” н а ^ й Т и Т ™ с ? Л „ Г" ДраВЛИ,еСКИЙ
сатосборник конденсатора После П Н | Щ | Р 1 последнег° — 1 конден-
пиоиных отборов в конденсатор поступает " м ^ Т м а Ж а с Г д ^ Г о Г
но за счет рециркуляции конденсата обеспечивается необходимая про­
качка конденсата на участке до регулирующего клапана 5. После регу­
лирующего клапана рециркуляции на линии конденсата установлена
мерная шайба для определения расхода основного конденсата; другая
мерная шайба установлена после последнего подогревателя низкого
Основной, конденсат
Пар от штонов клапанов
Греющий пар
Дренаж и ПВЛ
КО вода
Конденсат растопочного бойлера
Выпор
*
Уравнительная пш хя
Г
I
I
I
I
I
I
I
Линия р е - | с
' циркуляции^
От нонцевых
уплотнений
Рис. 6-9. Тракт конденсата.
давления П Н Д -5 и позволяет измерять суммарный расход конденсата,
подаваемого в деаэратор. Группа из трех подогревателей низкого д а в ­
ления (ПН Д-2, ПНД-3, ПНД-4) имеет общий обвод конденсата, что
позволяет отключить их по водяной стороне лри необходимости. В этом
случае дренаж подогревателя П Н Д -5 вместо П Н Д -4 можно направить
в коллектор дренажей 6. Каскадный слив дренажей П Н Д обеспечивает­
ся регулирующими клапанами 7. Из П Н Д -3 дренаж откачивается слив­
ным насосом 8 в линию сливного конденсата после ПНД-3; д р ен аж из
П Н Д-4 такж е откачивается сливным насосом 9 в линию основного кон­
денсата после ПНД-4.
Конденсат сетевых подогревателей насосами подается в смесители
на линии основного конденсата после П Н Д-2 и ПН Д-3. П Н Д -5 имеет
индивидуальный обвод по конденсату. Это сделано для того, чтобы при
отключении группы П Н Д не подавать слишком холодный конденсат в
деаэратор во избежание его перегрузки. Д еаэраторы являются общими
для группы турбин и поэтому потоки пара и конденсата, подаваемые в
них, объединяются коллекторами: коллектор основного конденсата, па­
ровой коллектор от штоков клапанов, коллектор греющего пара из от­
боров турбин, коллектор дренажей П ВД, коллектор химически очищен­
ной воды, коллектор конденсата от растопочного сетевого подогревателя,
коллектор выпара из деаэраторов, уравнительная паровая линия, из ко­
торой берется пар на уплотнения турбин и на пароструйные эжекторы
На паропроводах отборов установлены обратные клапаны 10 с при­
нудительным закрытием от гидропривода и запорные задвижки 11 При
блочной схеме трубопроводы деаэраторной установки упрощаются, так
как отпадают сборные коллекторы. Имеется тенденция к установке од­
ного деаэратора на блок, что существенно упрощает трубопроводы.
Полная тепловая схема блока с прямоточным котлоагрегатом ус­
ложняется включением конденсатоочистки. Последняя включается меж­
ду конденсатными насосами I и II ступеней.
„В полную тепловую схему ТЭС или блока входит также баковое хо­
зяйство. Сюда относятся баки слива из котлов, дренажные баки, баки
запаса обессоленной воды, баки сбора загрязненного конденсата.
е-4. ВЫ БОР ОБОРУДОВАНИЯ ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА
тракта в соответствии с полной теп­
ловой схемой относится как основное оборудование — котельные и туринные агрегаты, так и вспомогательное. В этом параграфе рассматри­
вается оборудование КЭС, которые в настоящее время проектируются
и строятся исключительно как блочные.
•
гз
Исходным является выбор мощности электростанции в соответствии
с ожидаемыми электрическими нагрузками. Мощность электростанции
а также мощность энергосистемы предопределяют выбор мощности бло­
ков. В олижаишие годы, и в частности в пятилетку 1971— 1975 гг. будут
оГ^Дм п Я блоки 30°. 500 и 800 МВт на закритическое давление пара
’
а при температуре свежего пара и пара после промежуточного
Е Я В
Предполагается также установка двух Ш в по
1 гы) М В т с одновальными турбинами. Перечисленные блоки являются
базисными и предназначены для работы с числом часов использования
максимума в год 6000—7 000. В то же время предполагается вводить
также маневренные блоки, предназначенные для работы с переменным
суточным графиком нагрузки при числе часов использования максиму­
ма 4 000—5 000 в год и менее.
у
Такие блоки должны выполняться на докритическое давление (пео .^
^
^^
ПОЗ воляет повысить их манев­
ренные свойства.
К числу маневренных можно частично отнести блоки 160 и 200 МВт
на давление пара перед турбиной 12,75 МПа. Можно ожидать появления
маневренных блоков 300 и 500 МВт. Таким образом, выбор мощности
электростанции и мощности блоков с учетом предполагаемого режима
их работы предопределяет выбор мощности и типа турбоагрегатов. Вы­
бор типа котлоагрегата к турбине определяется принятыми параметра­
ми пара и видом топлива. Рекомендуется принимать однокорпусные
котлы за исключением станций, работающих на торфе или на сланцах.
Д ля блоков 500 и 800 МВт установка двух котлов на блок требует спе­
циального обоснования.
При закритическом давлении пара применяются только прямоточные
котлоагрегаты . При докритическом давлении применяют как прямо­
точные, так и барабанные котлоагрегаты. Тип котла определяется видом
топлива. Так, для блоков 300 МВт выпускаются котлы для газа и мазу­
та, для каменных углей, для экибастузского угля, для бурых углей.
Производительность котлов выбирается по максимальному пропуску
пара через турбину с учетом собственных нужд и с запасом 3%. На не­
блочных ТЭС на каждые восемь котлоагрегатов устанавливается один
дополнительный, как ремонтный резерв. Д л я ТЭЦ с неблочной схемой
производительность и число котлоагрегатов выбираются такими, чтобы
нп* 1 ? Р ЯМ0Т0ЧНЫе котлы все больше оснащаются рециркуляцией в нижней радиационЖ# V / я л
лС 1К * Д Л •
при выходе из строя одного из них оставшиеся в работе котлы могли бы
обеспечить отпуск технологического пара и средний за наиболее холод­
ный месяц отпуск тепла с горячей водой для целей бытового теплоснаб­
жения. При этом Можно допустить снижение электрической мощности
на 10%.
В комплекте с турбоагрегатом поставляются: конденсатор турбины,
маслоохладители, эжекторы (пароструйные или водоструйные), регене­
ративные подогреватели, конденсатные и сливные насосы.
Регенеративные подогреватели выбираются в соответствии с давле­
нием по паровой и водяной стороне, расходом воды и поверхностью на­
грева, определенной в результате теплового расчета на основании дан­
ных расчета тепловой схемы. На каждый регенеративный отбор должен
устанавливаться один корпус подогревателя. Для блоков 800 МВт до­
пускается установка подогревателей в две нитки.
Следует отметить, что для турбины 300 МВт сначала ставили
ПВД | две нйтки, причем П8 и П6 имели поверхность нагрева по 450 м2,
а П7 — 600 м2. В дальнейшем разработали однокорпусные подогревате­
ли: П8 и Пв по 900 м2 и П7— 1 200 м2.
В дальнейшем предполагается также установка П Н Д смешивающе­
го типа, что Позволит обойтись без латунных трубок, являющихся ис­
точником попадания меди в питательную воду.
На ТЭС с прямоточными котлами предусматривается конденсатоочистка, на которую подается конденсат после конденсатора. В связи
с этим ставят конденсатные насосы первой ступени, которые прокачи­
вают конденсат через конденсатоочистку, и конденсатные насосы вто­
рой ступени, подающие конденсат через тракт ПН Д в деаэратор.
Конденсатоочистка выбирается на 100% конденсата при котлах на
закритическое давление и на 50% при котлах на давление 13,7 МПа.
Производительность и число конденсатных насосов выбираются
по
и
максимальному расходу конденсата, что соответствует номинальной на­
грузке турбины. Устанавливается не менее двух насосов, из которых
один — резервный. Напор конденсатного насоса второй ступени должен
быть равен сумме давления в деаэраторе и гидравлического сопротив­
ления тракта ПНД. Так, в турбоустановке 300 МВт этот напор равен
2,15 МПа.
Деаэраторы выбираются по расходу питательной воды. Рекомендует­
ся на блок устанавливать один деаэратор, что требует применения
деаэраторов высокой единичной производительности с горизонтальной
колонкой, так как габариты вертикальной колонки оказываются непри­
емлемыми. Для блока запас питательной в.оды в аккумуляторном баке
должен соответствовать не менее 5 мин работы котла, для неблочной
электростанции суммарный запас во всех деаэраторных баках — не ме­
нее 10 мин и для ТЭЦ — не менее 15 мин. Объем воды принимается рав­
ным 85% геометрического объема баков.
Необходимый для пуска котлов и их промывки запас питательной во­
ды хранится на ТЭС в баках запаса обессоленной воды. На блочной
КЭС устанавливают три бака по 1 000 м3, из которых один предназна­
чен для загрязненного конденсата. Для перекачки обессоленной воды
при баках устанавливают перекачивающие насосы с резервом. Произ­
водительность их определяется в 30% расхода питательной воды самой
крупной турбины.
На каждый блок устанавливается дренажный бак емкостью 15 м3 с
двумя насосами и регулятором уровня. На ТЭС устанавливается бак
слива из котлов емкостью 40—60 м3 с насосом для откачки воды.
Напор питательных насосов равен сумме давления пара за прямо­
точным котлом, сопротивлений котла и водопитательного тракта от пита­
тельных насосов до экономайзера и статического напора, определяемо-
го разностью отметок насоса и верхнего коллектора экономайзера. Д ля
барабанного котла напор питательного насоса равен сумме давления
в барабане, сопротивления водяного экономайзера, сопротивления во­
допитательного тракта и статического напора, определяемого разностью
отметок барабана котла и насоса.
Для неблочной ТЭС число и производительность питательных насо­
сов выбираются так, чтобы при останове любого насоса остальные мог­
ли бы обеспечить питание всех установленных котлов при номинальной
их нагрузке. На ТЭС, работающей вне энергосистемы, кроме того, тре­
буется установка резервных питательных насосов с паровым приводом
на 50% производительности котлов.
Д ля блоков с давлением пара за котлом 13,7 МПа устанавливают
два питательных насоса с электроприводом каждый на 100% нагрузки.
Для блоков на закритическое давление устанавливают питательные на­
сосы с турбоприводом. На блоках 300 МВт устанавливают один пита­
тельный насос с турбоприводом (турбина с противодавлением) на 100%
и пускорезервный питательный электронасос на 50% нагрузки. Этот аг­
регат имеет редуктор и гидромуфту. Кроме того, установлено три бустерных насоса (напор 2 М Па) с электроприводом. В новых установках
привод бустерного насоса осуществляется через редуктор от привода
главного насоса. При конденсационном турбоприводе питательных на­
сосов предусмотрев подвод пара от общестанционной паровой магист­
рали 1,3 МПа, можно не ставить пускорезервный питательный электро­
насос. Д ля блоков 500 и 800 МВт ставят по два питательных турбона­
соса с конденсационными приводными турбинами на 50% нагрузки
блока каждый. Д ля маневренного блока 500 МВт предполагается уста­
новить один турбонасос на 100% нагрузки блока.
При низком качестве сырой воды применяют термическое обессоливание добавочной воды с помощью испарителей, производительность ко­
торых должна составлять 2% паропроизводительности котлов. При
установке испарителей на ТЭС предусматривается дополняющая обес­
соливающая установка производительностью 100 м3/ч при прямоточных
котлах и 50 м3/ч при барабанных котлах. При химическом обессоливании добавочной воды производительность установки принимается
100 т /ч + 2 % паропроизводительности котлов при прямоточных котлах.
а при барабанных котлах — 50 т /ч + 2 % .
ВОПРОСЫ
1. Каковы принципы включения деаэратора в тепловую схему? Сравните по тепловой
экономичности варианты отдельного отбора пара на деаэратор и общего с ПВД.
2. Что такое приведенное теплопадение?
3. Какие факторы снижают расход пара в конденсатор при неизменной мощности?
Каковы достоинства конденсационного турбопривода питательного насоса?
5. В каких точках пароводяного тракта устанавливают предохранительные клапаны
и где устанавливают обратные клапаны?
6 . Какие линии рециркуляции имеются в пароводяном тракте?
7. В каких элементах пароводяного тракта осуществляют автоматическое оегулиоованке уровня?
\
Р
Н
Г лава седьмая
РЕЖИМЫ РАБОТЫ БЛОЧНЫХ КЭС
7-1. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ БЛОКОВ
Непосредственной причиной перехода к блочной схеме является при­
менение промежуточного перегрева пара. При промежуточном перегре­
ве применение централизованной схемы паропроводов потребовало бы
108
трех паровых магистралей: по свежему пару, по «холодным» и «горя­
чим» линиям промежуточного перегрева.
Наличие поперечных связей по промежуточному перегреву сделает
турбины неуправляемыми, так как пар после ЦВД будет объединяться
в магистрали и почти равномерно распределяться между ЦСД. Отказ от
поперечных связей по промежуточному перегреву пара приводит к от­
казу от магистрали свежего пара и тем самым к блочной схеме котел—
турбина.
Поэтому основной особенностью эксплуатации блоков является на­
личие промежуточного перегрева пара. Одним из следствий этого явля­
ется необходимость обеспечить постоянную температуру промежуточно­
го перегрева в большом диапазоне нагрузки блока, для чего предусмат­
ривается регулирование этой температуры. Поскольку по соображениям
надежности при сбросе нагрузки промежуточный перегреватель выпол­
няется конвективным и размещается в зоне умеренных температур, тем­
пература пара промперегрева при снижении нагрузки котла падает.
Простейший метод регулирования температуры впрыском для про­
межуточного перегрева связан со снижением тепловой экономичности,
ибо впрыск питательной воды означает подачу пара низкого давления
в ЦСД и вытеснение тем самым пара высокого давления, поступающе­
го в ЦВД. Так, при впрыске воды в количестве 3% расхода пара на
турбину
удельный расход тепла возрастает на 0,6%. Поэтому при­
меняют другие методы регулирования температуры промежуточного пе­
регрева пара, используя впрыск только как аварийное средство.
Применяют следующие методы регулирования температуры пара
после промежуточного перегрева:
1) газовые (регулировочные шиберы и расщепление конвективной
шахты, дымососы рециркуляции);
2) паропаровые теплообменники в сочетании с байпасированием;
3) газопаропаровые теплообменники.
Снижение температуры промежуточного перегрева не только снижа­
ет к. п. д. блока, но и повышает конечную влажность, чего следует из­
бегать.
Система промежуточного перегрева представляет собой паровую ем­
кость, включенную между Ц ВД и ЦСД, что оказывает влияние на ре­
жимы работы турбины. При резких изменениях нагрузки из-за этой про­
межуточной паровой емкости нарушается синхронность изменения про­
пуска пара через ЦВД и ЦСД. Это может привести к резкому
изменению осевого давления на подшипники. По этой причине осевое
давление должно быть скомпенсировано отдельно для Ц ВД и ЦСД. Н а­
личие промежуточной паровой емкости приводит также к тому, что при
набросе нагрузки сразу увеличивается лишь мощность ЦВД, а увеличе­
ние мощности Ц СД и Ц Н Д протекает с запаздыванием в несколько се­
кунд.
Применение блочной схемы связано со следующими особенностями
эксплуатации:
1. Котельный резерв на ТЭС отсутствует, что компенсируется резерв­
ной мощностью в энергосистеме.
В этих условиях любой аварийный останов котла означает потерю
мощности блока.
2. Аварийные ситуации локализуются внутри блока, не затрагивая
соседние блоки.
3. Упрощение тепловой схемы и коммуникаций, отсутствие соедини­
тельных магистралей, уменьшение числа арматуры облегчают управле­
ние, которое при этом легче поддается автоматизации.
4. Управление блоком ввиду тесной взаимосвязи котла и турбины
должно осуществляться из единого центра, каковым является щит
блока.
5. Каждый следующий блок на ТЭС может быть выполнен отличным
от предыдущего с применением более прогрессивных решений. В резуль­
тате на одной и той же ТЭС часто приходится иметь дело с разнотип­
ным оборудованием на различные начальные параметры пара.
6. Блочная схема приводит к блочному пуску, т. е. к одновременному
пуску котла и турбины на скользящих параметрах пара.
7. Блочная схема делает возможным регулирование мощности сколь­
зящим начальным давлением пара.
■
•
§? При блочной схеме полный сброс нагрузки (отключение генера­
тора от сети) приобретает особое значение и требует проведения ряда
мер и защит.
При сбросе нагрузки регулирующие клапаны Ц В Д и клапаны Ц СД
достаточно быстро прикрываются, снижая пропуск пара до величины,
необходимой для обеспечения нагрузки собственных нужд. В результате давление пара перед турбиной повышается, что приводит к включе­
нию ЬРОУ и сбросу избытка пара в конденсатор; такой режим допу­
скается кратковременно (около 15 мин).
7-2. Н А ДЕЖ Н О СТЬ РАБОТЫ БЛОКОВ
Важнейшим требованием к энергетическим блокам является требо­
вание высокой надежности в работе. В течение года большую часть вре­
мени блок находится в исправном состоянии (при этом он может находиться в работе — траб или в резерве
ТрезЬ некоторое время блок будет в плановом ремонте — Трем
«фем и сравнительно
^раппительно небольшое время — в
аварийном ремонте — тав. Указанное распределение календарного времени
Тгод отражает к о э ф ф и ц и е н т г о т о в н о с т и :
71 П Т 1 _ Л П
П
п
п Л # члгчуъ
__
• • — __ _____
_______ _____
%
Г
(7-1)
год
Иначе можно записать:
т раб +
Г
Трез
ав
(7 -П
К плановым ремонтам относятся как текущие, так и капитальные
причем, хотя капитальный ремонт проводится один раз
несколько лет,
общую продолжительность его разносят по годам.
Коэффициент готовности для современных мощных блоков составля­
ет величину 0,82—0,88. Это означает, что при ТреМ= 0,1 тав = 0,02-7-0,08.
Следует отметить, что в первый период эксплуатации после монтажа,
когда происходит выбраковка дефектных элементов и ыявляются не­
достатки конструкции, тав имеет повышенные значения.
Д ля расчето связанных с надежностью, пользуются такж е показа­
телем готовности по времени, который не учитывает Трем:
Траб
Р
(7-2)
т раб “Ь* Тдц
Аналогично пользуются п о к а з а т е л е м а в а р и й н о с т и
Я
ав
т раб + т ав
(7-3)
Очевидно, что
Р+ Я
1.
(7-4)
Показатель р, определенный на основании статистических данных,
рассматривается как вероятность нахождения блока в исправном рабо­
чем состоянии. В то же время ^ характеризует вероятность нахождения
блока в аварийном состоянии.
Блок можно рассматривать как цепочку последовательных звеньев,
причем выпадение любого звена приводит к выходу из строя блока. Та­
кими звеньями являются котел, турбина, генератор, трансформатор.
Легко показать, что готовность по : ремени блока Р б л равна произведе­
нию готовностей по времени его звеньев:
(7-5)
Действительно, можно записать для четырех последовательных звеньев блока:
1
<7к
Рк
1
Ят
Рт
(7-6)
1
Чт
Рг
1.
Чтр • Ртр
Перемножив эти равенства, получим многочлен, каждый член кото­
рого будет выражать вероятность рабочего или нерабочего состояния
блока, причем вероятность рабочего состояния характеризуется членом
Рбл
Р к Р т Рг Ртр •
Рк Рт Рг Ртр-
Из равенства (7-5) видно, что готовность по ремени блока меньше
готовности по времени его последовательных звеньев. Наиболее аварий­
ным звеном блока является котельный агрегат.
Каждое звено блока (котел, турбина и т. д.) в свою очередь состоит
из множества элементов, соединенных параллельно и последовательно.
Готовность этих элементов определяет готовность звена блока в целом.
Так, например, разрыв одной из экранных труб приводит к аварийной
остановке котла, а следовательно, и блока. Надо дождаться, пока осты­
нет топка, вырезать поврежденную трубу, вварить новую и снова рас­
топить котел. Это и будет аварийный ремонт, время которого входит
в Тав- Если на блок установлено два котла, то подобная авария приве­
дет к остановке одного из них и блок сохранит 50% мощности.
В этом состоит важное преимущество дубль-блока, которое, однако,
достигается за счет удорожания блока, усложнения схемы его трубо­
проводов и автоматики, а следовательно, и усложнения эксплуатации.
Опыт эксплуатации показывает, что надо идти по линии упрощения теп­
ловой схемы, т. е. отдавать предпочтение моноблокам.
А] 1арииныи остано блока может привести к недоотпуску электро­
энергии потребителям
часы пик нагрузки, причем величина недоотпуска определится площадкой ш на графике продолжительности электри­
ческих нагрузок энергосистемы (см. рис. 1-4). Если этот возможный недоотпуск электроэнергии ю умножить на вероятность выхода блока из
строя в течение года, можно получить величину вероятного недоотпуска электроэнергии. Если такие расчеты проделать для всех блоков
энергосистемы и сложить результаты, то можно получить суммарный
вероятный недоотпуск электроэнергии.
Д ля того чтобы вероят­
ный суммарный недоотпуск не превосходил допустимую величину, опре­
деляемую принятой надежностью
электроснабжения,
в
энергосистеме
II
следует предусмотреть аварийный резерв.
Д ля расчета вероятного недоотпуска электроэнергии надо знать
вероятности одновременного выхода из строя различных сочетаний бло­
ков. Если установлено п\ блоков одного типа и
блоков другого, то
вероятность одновременного выхода из строя гп\ блоков первой группы
/По блоков! торой группы определяется выражением
т .т ,
*гц
", „**1 пя«—т,
л, Ч\ р 1
(7-7)
С
Здесь с : : — число сочетаний из п\ элементов по гп\\
пI
р*п\
»
/иЛ (Я| — т .)!
число сочетаний из
элементов по т*.
Статистика показывает, что повышение начальных температуры
и давления пара, а также мощности блоков связано с некоторым сни­
жением готовности блоков.
7-3. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ БЛОКОВ
В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ
В условиях эксплуатации современных блоков показатели тепловой
экономичности при различных режимах работы могут подсчитываться
и выдаваться через определенные промежутки времени (например, че­
рез 15 мин) электронно-вычислительными информационными маши­
нами.
Наиболее прост подсчет к. п. д. блока по прямому балансу:
N
Лбл
N с.н
В(%
Все величины, входящие в правую часть этого выражения, подлежат
прямому измерению.
Однако этот метод применим лишь при использовании газового топ­
лива, когда надежно и точно осуществляется измерение его расхода В,
а состав газа, определяющий теплоту сгорания
достаточно ста­
билен.
При работе на мазуте значительные трудности представляет изшерение расхода топлива из-за его высокой вязкости.
Достаточно точное измерение расхода твердого топлива на сегодняш­
ний день не осуществляется. Состав твердого топлива сильно меняется,
а следовательно, меняется (^н. По этой причине к. п. д. блока определя­
ется в этом случае методом обратного баланса.
К. п. д. котлоагрегата т)к.а подсчитывается по обратному балансу че­
рез потери тепла. Расход тепла, отдаваемого котлом, подсчитывается
по данным замеров:
I
пе
^пе ^*пе ^п.в ^п.в
(7-8)
^п.пу
Б п.в
(7-9)
Здесь 1Пшв
энтальпия питательной воды на входе в котлоагрегат,
которая определяется по таблицам воды и водяного пара в соответствии
с измеренными величинами температуры и давления питательной воды;
пе, ^п.в — расходы перегретого пара и питательной воды, измеряемые
приборами.
Расход тепла на промежуточный перегрев пара определяется из вы­
ражения |----------------------------- !------ :—
Д 'В
(7-10)
Здесь /? п .п , Д в п р л г.п
расходы пара после промежуточного перегрева
и вспрыска в промежуточный пароперегреватель;
Г
,
V
{
—
энг
г
г
’
п .п ’ П . П » впр. п.п
тальпии пара после и до промежуточного перегрева и воды на впрыск,
определяемые по таблицам в соответствии с замеренными величинами
температур и давлений.
Удельный расход тепла для блока подсчитывается из выражения
^ п . п — О п . п 1ш щ
( В п . п — А ш р . п . п ) *п.п
Ябя
^В П р.П .П *впр. п.п*
пе
(7-11)
где # Н=Л/—-Л^с.нV
В результате специальных тепловых испытаний строится тепловая
характеристика блока:
Практически тепловая характеристика может быть получена для ре­
ального диапазона нагрузок блока от ЛСш до Л/’минВеличина Л^нн называется техническим минимумом по мощности.
С достаточной точностью тепловую характеристику блока можно
представить прямой линией:
^6л
Фбл-мви +
^бл
N мин)
Здесь
_
Фбл-ном
Фбл*мин
6Л = --- *»НОМ
---------3-----мин
Обозначим:
Л'мин __
дг
.
Рбл-мин
Ш ммн»
^ ном
__ у
-м ин
п
Чсбл-ном
Тогда получим:
а бл I И
<?бл.ноМ+ Ш 8
Ш
№ - р Я ■ *внн о бл.ном
1 — «мин
Л
П
*МИн)
*
Л*мин
Чбл-ном "*мин ~
. И
I л
г Чном ~
+
Щ
(1
\Т
*мин)
* — ^мин
/")
(^МИЯ --- #ми$|}
— Чбл.ном----- :----------------1 — ^мнн
9ном - ; 1- ~ *мин) N . .
(7 -1 2 )
1 — тива
Определим годовой расход тепла:
П
4 .6 а -год =
-■ ■
. у-.
траб
П
(ХЫШ
^МИн) _
| *7нОМ О ---*МИН/ I КТАгг
Ч б л .н о м ------ :--------------------- т раб I----------- 1--------------------- \ / у а т
1 ~ Я*мин
1 — /Ямин
Л
•
П
^сбл.ном
О
^мнн) _
| Яной ( }
*м*н) о
|
х раб ~Р
.
^год*
* — т мин
* — #*мнн
(*мян
Среднегодовой удельный расход тепла
Убл.ГОД
С?бл•ГОД
*^ГОД
‘_
<?бл•ГОД
N ном ‘НОМ
Здесь Траб — число часов работы блока в год;
пользования номинальной мощности в год.
Подставляем значение (Зьл.гоя_
_
Г т Р*б х мнп — ^м нн
т Но м
I * — *мин 1
<7бл.год = <7яом -Г ------- 7------------- + | ----- —
I тном
— число часов ис­
1 — шмин
1 — /7*мши
■
/7
(7 ‘ 13)
Можно также записать:
?бд*год ^
9бл.ном О "Ь ®)*
(7 -1 4 ^
Это означает, что среднегодовой удельный расход тепла на 1 кВт-ч
равен удельному расходу тепла при номинальной нагрузке плюс над­
бавка е<7бл.ном из-за работы при пониженных нагрузках.
Из (7-13) и (7-14) определим е:
мня
(7 -1 5 )
/
1 — тмин
Здесь
ном
7-4. М АНЕВРЕННОСТЬ БЛОКОВ
В понятие маневренность блоков входят следующие характеристикискорость нагружения блоков,
диапазон нагрузок и технический минимум,
условия пуска блока из различных температурных состояний и вели­
чина расхода тепла на пуск.
Разберем последовательно перечисленные маневренные свойства.
Скорость нагружения блоков лимитируется как турбиной, так и коттурбины предписывает­
ся заводом-изготовителем и составляет 2 - 5 МВт/мин. Скорость изме­
нения нагрузки турбины может ограничиваться величиной удлинения
ю т укорочения ротора и, следовательно, определяется ее конструк.
„ „ г^ Р " иэме" ении нагрузки турбины происходит изменение температур1 Г п Е 1 ? а отдельных ее элементов, что приводит к появлению в них
в е л к т г г г т л темпеРатУРных напряжений. При изменении нагрузки
и ™ ? ! к°нтроль величины относительного перемещения ротора и разпо толщине стенки и периметру
цилиндров и регулирующих клапанов турбины.
допустимо? р”
НИЯ нагРУзки котлоагрегата должна соответствовать
пппи^п^1п
Р
нагружения турбины. Скорость изменения пароР®
'цитеЛ1’нос™ котлоагрегата измеряется в килограммах на секунду
иЛП 5Р
Д л я баРабанных котлов скорость изменения нагрузки может
О Г р аН И Ч И В аТ Ь Г .Я П П п и т п А и и а » л т л п т т г т «
____ __ _ _
ограничиваться повышением уровня в барабане и температурным ре'жиI I
! пароперегревателя. Так, для котла ТП-100 допуегймая сколяеГ0,” 5 - 0 * Г к г 7 с ° ПРеДеЛеННаЯ ° УЧ6Т° М указанных Ф уторов, составв а т 5 я ИГпанр?пхпаГрУЗКИ ® утРенние часы в энергосистеме могут потребо­
ваться (в некоторых энергосистемах уже требуются) скорости нагружеиня блоков до 10 МВт/мин, а в дальнейшем - 1б МВт/минР „ б о л ь ш е й “
™ ТеЛЬНЫе СК°Р °СТИ нагружения турбин могут быть допущены при
скользящем начальном давлении пара, когда температурный режим от
лрнииЫппп^еМ8НТ0В турбины мало меняется. Однако при скользящем давт
! скорость нагружения барабанного котла, обладающе­
го весьма большой аккумулирующей способностью, снижается из-за у х у д Н
шяег . температурн,°г0 режима пароперегревателя. Б о л ь ш ^ скорости
лл»Р«
Ц
Н
Л
М0гут
бЫТЬ
Д0"УИе™
скользящем
начальном
давлен™
для блока с прямоточным котлом.
стимойУм1нимят1иИа" а30Н нагРузок блока определяется величиной допу­
стимой минимальнои нагрузки, которая в основном лимитируется ко­
пир^р
Т
агРегатом- Лимитирующими факторами могут быть^ устойчивое горение в т о п к р ( м и н м м а п ^ о п м л г ш т » » ____ ________
*
л __ Ш Щ
1 ________ АШ
ляет 0,75, каменного угля
0,65, бурого у г л я — 0,5 номинальной),
те„пературнь,й режим „аропе ^ е в а ^ я и ' „ и Т ц и ' о и н о й Т с ™ " ? , !
“
Г ПРИР0Д" ° Г0
» м азута условия горения не лимитируют енн
жение нагрузки. Д ля снижения технического минимума применяют под­
свечивание мазутом или переводят котел при малых нагрузках 2а маз“
Д л я прямоточных котлов по условиям гидродинамики минимальная
нагрузка допускается 30%, однако по условиям температурногоРежима
радиационной части она составляет 60^-70% номинальной
Р
Д л я повышения маневренности блоков проводятся исследования
с целью увеличения диапазона нагрузок. Так, для блока 200 МВт с пы
леугольным котлом О РГРЭ С в результате проведения опытов и расче'
тов определил минимальную нагрузку блока в 25%. При этом топливом
является мазут а блок переводится на работу при скользящем началь
ном давлении. Исследования показали, что циркуляция в этом случае
вполне надежна. Сведения о минимально допустимых нагрузках блоков
приведены в табл. 7-1.
Таблица
7-1
Минимальные нагрузки блоков
Минимальная нагрузка, %
Тип блока
Топливо
Блоки
1. Моноблок
ТП-90+К-150-130
Топочный
режим
двух корпу с ный режим
однокорпус­
ный режим
150 МВт
АШ
АШ
Газ
Ж б. пев.
Ж, с пев
!
2 . Дубль-блок
ТП 240+К-150-170
Подмосковный бу­
рый уголь
3. Дубль.блок
ПК-38+К-150-130
-
——
11
70
50
40
С
50
25
Назаровский
■
уголь
Ж, б. пев
Ж, с пев
60
50
30
25
4. Моноблок
ТП-92+К-150-130
ЛьвовскоВолынский
менный уголь
С, б. пев
—
50
5. Моноблок
ТГМ-94+К-150-130
Газ, мазут
ИВЩ
ка­
40
Б л о к и 200 N1Вт
1. Моноблок
ПК-33+К-200-130
Челябинский
рый уголь
2. Моноблок
ТП-100+К-200-130
АШ
3. Дубль-блок
П К -40+ К-200-130
Томь-усинский
СС и ПС
4. Дубль-блок
ТП -67+ К-200-130
Эстонские сланцы
5. Дубль-блок
ПК-47+К-200-130
Газ, мазут
бу­
С, б. пев
50
Ь
Ж, б. пев
Ж, с пев
—
60
50
Ж, б. пев
80
40
С
50
25
60
30
60
50
30
30
50
30
ВД; •
——*
,1
Б л о к и 300 МВт
1 . Дубль-блок
ТПП-210+К-300-240
П -5 0 + К-300-240
АШ, Т
2. Дубль-блок
ПК-41+ К-300-240
ТГМП-11 4 + К-300-240
Газ, мазут
Ж, б. пев
Ж, с пев
*■1
П р и м е ч а н и е . С — сухое шлакоудаление; Ж — жидкое шлакоуааление; б. пев — без подсвет­
ки:; с пев — с подсветкой, продолжительность< 7 ч.
При работе на скользящем начальном давлении все регулирующие
клапаны турбины открыты, а расход пара определяется регулировкой
топочного режима.
Давление пара перед клапанами Ц В Д при этом равно:
О
(7-17)
Ро Ро
Д
где й — текущее значение расхода пара; 0 О— расчетное значение рас­
хода пара при номинальном начальном давлении ро.
Маневренный блок должен допускать возможность пуска из любого
температурного состояния. При переводе блока в резерв на время от
6 до 50 ч происходит остывание турбины и котла. Котел остывает до­
вольно быстро из-за отсутствия абсолютной плотности по газовой сторо­
не. I урбина остывает медленно благодаря высокому качеству тепловой
изоляции. Д ля обеспечения равномерного остывания цилиндров турби
ны нижняя половина их иногда обогревается. Температура Ц В Д и со­
ответственно длительность пуска из неостывшего состояния зависят от
времени простоя турбины в резерве.
Пуск блока состоит из следующих этапов: подготовки к пуску рас­
топки котла, разворота турбины, нагружения блока. Время, затраченное
на подготовку, в общей длительности пуска не учитывается.
™ 3 ЛЯ б л о к а „160 МВт с барабанным котлом и турбиной К-160-130 в ти­
повой пусковой инструкции даны следующие затраты времени:
/
оп
Разворот
Нагружение
Менее 150 (пуск
из холодного состоя­
ния)
1 ч
5 ч
230—290
330—380
420
0 ,5 ч
20 мин
15 мин
3 ч
1 ч 40 мин
45 мин
д вд '
пуска3° Л л я Тблп^я а1«п м к°К блока ® основном зависит от длительности
пуска. Д ля блока 160 МВт с барабанным котлом потери на п у с к и з х о разнос?ьСм е ж л Й Й Р §* составляют Ь Щ 55 т у. т. и определяются как
разность между полным расходом топлива на пуск В х и расходом топ-
ЯЯИИр |
1Ш1Я
по
удельному'
вРемя
о
п
и
л
е
н
н
ы
м
по удельному расходу топлива для номинальной нагрузки Ьшом:
Ь
9
П.Х
^ном ^пуск*
(7-18)
топлива на пуск блока из неостывшего состояния В п можно
определить по экспоненциальной зависимости:
*
ВП
—
5 п.х(1
V*
" П .Х
—
Л
.
(7-19)
С
сДкотло^ ТРпеГппПГ -СТп°пЯ7бГ а* р |8 1 К0ЭФФиНиент (для блока 200 МВт
° “
ТП-100 Л -0,07, Япх = 63 т у. т.). Д ля дубль-блока 300 МВт по150 т у т
ПРИ ПУСК6 И3 холодного состояния составляет около
7-5. М О БИ Л ЬН О С ТЬ БЛОКОВ
Когда блок несет нагрузку Ц, ниже номинальной, он располагает
й ы т ^ аи? ЩИМСЯ резеРвом в Ра змере ДАГв.р= # Ном—Мэ. Этот резерв может
быть использован для подхвата нагрузки в энергосистеме при резком
требителя1У >аВеНСТВа М6ЖДу генеРиРУемой мощностью и нагрузкой поДМнач
N ген
N
а
ач носи^ название н а ч а л ь н о г о д е ф и ц и т а койл ппИ возникает ПРИ аварийном останове блока или группы блоков ли­
бо при отключении линии электропередачи (например, от ГЭС).
4 = ™ результате появления дефицита мощности происходит изменение
частоты в энергосистеме, которое может быть выражено уравнением
йх
(7-20)
Здесь т, /о
текущая и номинальная частоты в энергосистемет я К З ® энергосистемы; Т — постоянная, учитывающая инерцию враИ Ш Ш Я МаСС;
- изменение нагрузки потребителя в результате
саморегулирования (нагрузка вращающихся агрегатов снижается со сни­
жением оборотов); ДЛ^х — подхват нагрузки турбогенераторами. Соглас­
ие
\
ио (7-20) при появлении ДЛ^нач падение частоты задерживается за счет
механической инерции вращающихся масс (Г), саморегулирования по­
требителя (ДЛ/П) и подхвата нагрузки турбогенераторами (ДУУТ). В ре­
зультате подхвата нагрузки падение частоты замедляется и прекраща­
ется, а затем частота восстанавливается до нормальной
Подхват нагрузки растянут во времени, т. е. ДЛГТ= /(* )• Эта функция
характеризует м о б и л ь н о с т ь блока, т. е. его способность в течение
нескольких секунд реализовать свой
■■■
вращающийся резерв.
0,28
ОМ
АН
А 77
Арт
На рис. 7-1 показан переходный
Nном ^ н п м
Ронам
процесс наброса нагрузки для бло­
ка 200 МВт с барабанным котлом.
При снижении частоты регуля­
АОмая
тор скорости турбины дает коман­
ду на открытие регулирующих кла­
ШЛ
панов, в результате чего происхо­
дит наброс паровой нагрузки. На
рис. 7-1 паровой наброс показан как
мгновенный и отложен по оси орди­
нат. Этому начальному набросу
60 с
ААмч соответствует начальный под­
хват нагрузки ДУУнач за счет ЦВД.
Рис. 7-1. Переходный процес наброПодхват мощности за счет ЦСД и
са нагрузки.
Ц Н Д растягивается во времени из/ — изменений
мощности
2 - и з м е н е н и е пропуска пара через ЦВД,
за паровой емкости промежуточно­
' но*»* * — падение давления пара перед
го перегрева пара, в результате че­
турбиной, А^т^оном» 4 — изменение парого максимальный подхват достигапроизводительности котла.
тм. Наброс
нагрузки осуществляется за счет ак­
кумулирующей способности котла, способного выдавать дополнитель­
ное количество пара при снижении давления. При открытии регулиру­
ющих клапанов турбины пропуск пара возрастает, что вызывает па­
дение давления пара. Падение давления приводит к реализации акку­
мулирующей способности котла. Следует отметить, что эти процессы
взаимно обусловливают друг друга и протекают одновременно.
При увеличении расхода пара возрастает гидравлическое сопротив­
ление в пароперегревателе и паропроводах, что дает дополнительное па­
дение давления пара перед турбиной.
Пропуск пара через открытые клапаны турбины согласно (7-17) про­
порционален давлению пара перед ними и снижается с увеличением па­
дения давления. Поэтому пропуск пара через турбину после начального
наброса снижается в соответствии с падением давления пара, что ска­
зывается на изменении ДЛ/*. Подхват нагрузки достигает своего макси­
мума через тм, после чего снижается. Падение давления при увеличении
расхода пара на ДО за счет аккумулирующей способности котла Д/)ак:
Лр
АЭ
АО ак
с1т.
(7-21)
Аккумулирующая способность котла выражается величиной допол­
нительного пара, образующегося за счет высвобождения тепла при сни­
жении давления на 1 МПа; для барабанного котла она определяется
(кг/МПа) следующим образом:
ДОак
0,75С МСу, &(„ + Ув р' с. Д<„
(7-22)
Здесь г — теплота парообразования; См масса металла испари­
тельных поверхностей нагрева; см, св
теплоемкости металла и воды;
Д /а
изменение температуры насыщения при изменении давления на
|||
Як
1 МПа; Кв, Уп — водяной и паровой объемы котла, водяной объем кот­
ла составляют водяной объем барабана и циркуляционных контуров, а в
паровой объем входят паровой объем барабана и пароперегревателя,
а также объем пара в испарительных трубках; р', р" — плотности воды*
и насыщенного пара.
Д ля суждения о величине А/?ак приводим данные по некоторым
котлаМ:
Марка котла. . .
Давление
пара,
МПа . . . . .
Паропроизводйтельность, кг/с .
Аккумулирующая
способность,
кг/М Па. . . .
ТП-230
ТГМ-96
9 ,9
13,7
ПК -33
ТП-100
13,7
13,7
ТПП -210
23,5
64
117
178
178
264
1 580
2570
3770
1570
1 100
Проведенные исследования показали, что величина подхвата элек­
трической нагрузки турбогенераторами в первые секунды пропорцио­
нальна величине падения частоты Д/:
Ш тт МД/.
'
(7-23)
Здесь М
коэффициент пропорциональности, который можно назвать мобильностью:
Т
При этом
М стат
—
Л^НОМ
(7-236)
•
ном
где_ ® коэффициент статической неравномерности
Так, например, для турбины 200 МВт
МСт«т-
регулирования.
- 100 МВт/Гц.
Понижающие коэффициенты к еМк и &Др учитывают влияние емкости
промежуточного перегрева и падения давления пара перед турбиной.
Д л я турбоустановки К-200-130 расчётным путем было получено М*=
= 2 0 МВт/Гц, что означает к емкк Ар =0,2. Д ля турбоустановки Т -100-130
при конденсационном режиме Л! = 35 МВт/Гц; это означает, что пои
Л^етат = 50 МВт/Гц Аемк= 1,0;
=0,7.
Подставив значение ДУУТ из (7-23) в (7-20), а также приняв ДЛ^П=
в С п “ /» получим:
Ф
_
а*
А^иач — (Сп “Ь %М ) А /
-
пГ 0------------ '°*
(7 ’2 4 )
Здесь ЕМ — суммарная мобильность всех турбоустановок энергоси­
стемы. Если принять модель энергосистемы, состоящей из I однотипных
турбоустановок, то 2 М = Ш .
После инте^йрованйя уравнейия (7-24) получаем выражение для
определения величины изменения частоты в энергосистеме при набоосе
нагрузки:
г
Щ
Сп -4- 2 Л!
ехр ( - / , р | Я И
Т
(7-25)
*
Коэффициент Сп характеризует саморегулирование потребления электроэнергии
при снижеийи частоты.
г
г
Рассмотрим пример.
Система состоит йз 15 блоков по 200 МВт, Сп = 0,015, Ми =
145 МВт/Гц, 2 М = 15-20 300 МВт/Гц. Принимаем ДА^Нач=300 МВт,
Г = 2 0 с. Подставляем исходные данные в (7-25):
Д /=
300
345
1
ехр
345•50
0,87 [1
20 •3 000
ехр (—0,288т)]
при
А/
1,0
0,218
2 ,0
0,38
4 ,0
0,58
6 ,0
0,71
10,0
0,815
с
Гц.
Таким образом, в рассмотренном примере в результате возникнове­
ния начального дефицита мощности происходит падение частоты, кото­
рое тормозится подхватом нагрузки. Через 10 с падение частоты дости­
гает 0,815 Гц. Это означает, что в данном случае должна сработать ав­
томатическая нагрузка по частоте (так как Щ Н Ш Гц).
показано, что рост паропроизводительности котла за счет
форсировки топки начинается с запаздыванием тз. Когда прирост паропроизводительности становится равным набросу паровой нагрузки (че­
рез тк), падение давления пара перед турбиной прекращается.
7-6. РАБОТА БЛОКОВ ПРИ ЧАСТИЧНЫХ НАГРУЗКАХ
При покрытии суточного графика электрической нагрузки блокам
приходится работать в широком диапазоне нагрузок от номинальной до
технического минимума. Поэтому режимы ча­
стичных нагрузок блока представляют прак­
тический интерес как при проектировании, так
и при эксплуатации, в связи с чем возникает
потребность в расчете тепловой схемы при
этих режимах.
Рассмотрим процесс расширения пара в
турбине при частичных нагрузках. Весьма су­
щественными факторами являются тип паро­
распределения — сопловое или дроссельное и
метод регулирования мощности при постоян­
ном или при скользящем начальном давлении
пара.
На рис. 7-2 показан процесс расширения
пара при дроссельном парораспределении для § | §§ п
„ас1щше.
режимов номинальной и частичной нагрузки. НИя пара в турбине п?и дросПри переходе к регулированию мощности сельном
регулировании
в
1, 5-диаграмме.
скользящим начальным давлением пара увеличивается
режим номинальной
[ействительное теплопадение в
нагрузки; --------- '___
— __________
режим паЦВД (за счет повышения температуры и рас­ стичной нагрузки при дроссель*
ном парораспределении; ------- —
хождения изобар) и уменьшается необходимый
режим частичной нагрузки при
скользящем начальном давлении
подвод тепла для промежуточного перегрева
Пара.
пара. Поэтому можно сделать вывод, что при
дроссельном парораспределении переход к
скользящему давлению повышает к. п. д. турбоустановки. К этому до­
бавляется снижение расхода энергии на питательный насос из-за сни­
жения потребного напора. Для современных турбин большой мощности
все чаще применяют дроссельное парораспределение, упрощающее кон­
струкцию паровпуска; при этом используют регулирование мощности
скользящим давлением свежего пара.
При сопловом парораспределении переход к скользящему давлению
эффективен лишь для области дроссельного регулирования (область от-
крытия первой пары клапанов), т. е. при пониженных нагрузках. Посколь­
ку для соплового парораспределения мощных турбоагрегатов характерно
увеличение области дроссельного парораспределения (до 57% ЛГном
в турбине К-300-240 и до 85% в турбине К-800-240). то соответственно
возрастает диапазон частичных нагрузок, при которых применение
скользящего начального давления пара является эффективным.
Как известно, при сопловом парораспределении наиболее экономич­
ными являются режимы полного открытия клапанов (одного, двух, трех,
четырех), что надо учитывать при распределении электрической нагруз­
ки м еж ду турбоагрегатами.
Основным фактором, определяющим параметры турбоустановки при
режимах частичных нагрузок, является пропуск пара через турбину О.
Связь м еж ду пропуском пара через ступень или группу ступеней В
и давлениями пара до и после ступени или группы ступеней р\ и р2 вы­
ражается следующей формулой (формула Ф лю геля):
(7-26)
Индекс «О» означает расчетный режим, который для конденсацион­
ных турбин совпадает с режимом номинальной нагрузки.
Температурная поправка, представленная в (7-26) вторым сомножи­
телем, обычно близка к единице и может не учитываться.
Если рассматривать конденсационную турбину как группу ступеней
(исключая регулирующую), то отношение р 2/р\ окажется весьма малым.
Тогда можно записать:
1
Р\
а
Р2
Р\
Рь о
1
Ръ-о
\2
Р\
Рьо
Рио
Д ля определения величин давлении в регенеративных отборах кон
денсационных турбин можно пользоваться соотношением
Ро тб
я отс
Рот б О
о отс о
(7-27)
где Лоте
расход пара через отсек турбины, следующий за данным от­
бором пара.
* ;
ЩШ
Аналогично определяется давление пара перед ЦСД:
п 1, у ХМкФПЙ Оцед
Рп.п ^п.пО О
ЦСД о
(7-28)
где /Эцсд — расход пара через первую ступень части среднего давления.
Давление пара после части высокого давления:
Р П.П
Р п .п В
Д Р п .п -
(7-29)
Здесь Дрп.п
падение давления пара из-за гидравлического сопро­
тивления системы промежуточного перегрева:
^ Р п .П — Д р п . п 0 п
ПП 9
” |ЬПО
(7 -3 0 )
где ОпП — расход пара на промежуточный перегрев.
Изменение давления пара в конденсаторе турбины при изменении
его паровой нагрузки 1)к можно определить по изменению температуры
конденсации пара Щ Последняя для любого режима работы конденса­
тора определяется соотношением
Здесь 1\
температура охлаждающей воды на входе в конденсатор;
Л /к
подогрев охлаждающей воды в конденсаторе; 0 К— недогрев
охлаждающей воды до температуры насыщения конденсирующегося паД алее имеем:
Д/к
Он Ян
(7-32)
о Ц-В
где <?к — теплота конденсации пара; С„
Из уравнения теплопередачи следует:
расход охлаждающей воды
кРК
/|)ехр
(/к
св Оц-в
Подставив Д/к из (7-32) и Фк из (7-33) в (7-31), получим:
/,
А« Як
/1 +
ОЦ.й
(7-33)
(7-34)
ехр
где к — коэффициент теплопередачи в конденсаторе с поверхностью
охлаждения РК.
Если принять расход охлаждающей воды Оцв постоянным, то можно
записать
причем Л = са п з 1, так как при О ц .в = сопз{ коэф­
фициент теплопередачи в конденсаторе можно принять неизменным.
В результате получаем соотношение
/к
Ок
1
(7-35)
'к
^1*0 Око
Если же расход охлаждающей воды при изменении электрической на­
грузки регулировать, то выражение ( 7-33) примет вид:
Iк
О к Як
К+
Сц.в 1
ехр
*о V 0Ц.в/^д. а о
Рк
(7-36)
с9 С ц-в
В выражении (7-36) принято:
6 = *оКСц.вЖ
(7-37)
При расчете режима частичной нагрузки конденсационной турбоуста­
новки строится процесс расширения пара в /, 5-диаграмме на основании
процесса для расчетного (номинального) режима.
При этом внутренние относительные к. п. д. стуй1||
■
ней (кроме первой — регулирующей) и отсеков со­
храняют те же значения, что и для расчетного ре­
жима. Это объясняется тем, что располагаемые
теплопадения во всех ступенях, кроме регулирую­
щей, остаются в большом диапазоне нагрузок неиз­
менными. Д ля регулирующей ступени надо иметь _______
кривую изменения т ^ с в зависимости от расхода 0 0,2 . а,и
>,и
пара (рис. 7-3). При построении процесса расширеРис. 7-3. Зависимость
ния пара в Ц Н Д следует учитывать изменение к. п. д. регулирующей
ступени от расхода
влажности пара и потери с выходной скоростью.
пара.
Поясним методику расчета режимов частичной
нагрузки примером.
ВО
Пример расчета тепловой схемы блока на частичную нагрузку О//>0=:О Д Расчет
проводим для блока 300 МВт, для которого выше был рассчитан режим номинальной на­
грузки. Результаты этого расчета сведены на рис. 7-4 и являются исходными данными
для режима 0 / и 0= 0 ,6. Предварительно принимаем, что
*
ШЯбиРаШ жШ»
25 ^дтб 0 в / й о -
______ Р
о
“отб~
т
б
/
и
"
?
о
т б
о
О
о
7Г = а°тб°-
Поэтому доли отборов и доли расходов через отсеки турбины сохраняются в со
ответствии с рис. 7-4
# = 0,6Я 0 » 0,6-255 8 153кг/с;
а2
®р*с =- а р.со
7 — &П70»
а 8 = <**>; а п-п
а п.по»
««о;
<*П 8 = = а П 80>
а 4 = а 40
Принимаем, что деаэратор работает при скользящем давлении. В таком случае по
догрев в деаэраторе не вытесняет подогрева в Я ^ и долю отбора пара на Пб можно так
же считать равной а п60 : ап6= а Цбо.
ро=235М Па
—5Ь0°СI ^чи/л
Рис. 7-4. Расчетный режим для турбоустановки 300 МВт.
а шт
0.003;
а “ = 0 ,0 1 8 ;
а |
0,0635; а п, = 0 ,0 9 5 ; а п< = 0,028; и
а пЗ
0.0366;
а п 2— 0,02;
а „ = 0.9185; а пп
0,008; а
= 0 ,1 1 85 ; а „ = 0,012;
а П| — 0,0875;
0 , 8156; а 4= 0,8096;
ПраВ
пр.цвд
а тн^ = 0,0833;
а д Р= 0,014;
а
□4
а„в
0,0424:
а ” 7 == 0,007;«, оц = 0 ,9 7 9 ; а 2 =0,982;
а 6=0,6631; а в=0,65; а ?=0,627,
и
цсд =0,006;
а в= 0 ,6 9 ; а 9=0,633;
0,649.
Величина отбора пара на турбонасос зависит от ряда факторов. Принимаем пред
варительно а т Н= а тн о, тогда 0*5= < 150.
Переходим к определению давлений отборов:
а^Р
Рр-с — Рр.со
®20А>
я
Р 118 — РпвО
Рим
1 6 ,3 5 -0 ,6 = 9,8 МПа;
6,1 -0,6 = 3,6 МПа:
А
О
= Рп.п0 7 Г в 3 »53*°.6 = 2,12 МПа.
Щф
Падение давления в системе промежуточного перегрева пропорционально пропу­
ску пара
Р
а
Р пе — Рпсо
Рд ■ Рдо
1 ,4 2 .0 ,6 = 0 ,8 5 МПа;
А>
й
1,05*0,6 И 0 ,6 3 МПа
Падение давления в паропроводе отбора на деаэратор
АРд —Дрдо
0.2*0,6 = 0,12 МПа,
до
Давление пара в деаэраторе
Рд = Рд—ДРд
Давление пара в отборах
0,63—0,12=0,51 МПа.
и
= 0,4 5 -0 ,6 == 0,27 МПа;
Рп4 — РП40 п
ио
О
Рпз =—Рпзо п = 0,22-0,6 = = 0,132 МПа;
ио
И
РП2 :~ Рто п ;= 0,083-0,6 == 0,05 МПа;
Чо
О
РП1 =
Ра1° Д , ~
=0,027-0,6 = =0,162 МПа.
Определим изменение давления в конденсаторе, считая что температура охлажда
ющей воды на входе и расход ее остаются те же, что и при Д,:
'к = *В1 + ®|1 — § р ! 0,6 = 12 + (28,6 У 12) 0,6 = 22 °С;
рк = 0,00265 МПа.
Строим процесс расширения пара в турбине в /5-диаграмме.
Принимаем т]{^с =0,65. Остальные к. п. д. отсеков турбины принимаем те же, что
и при /)0:
3 325 — 222-0,6 = 3 192 кДж/кг;
*р.с + *0
'01
Iл.п Iр.С лв.д 01в. д = 3 192 — 345*0,82 = 2 908 кДж/кг;
*
Iп.п = 3 570 кДж/кг;
I — /
__/,с.д п с.д
*3 — *п.п
а По/
«к = «ПЗ - К а
3 570 — 785*0,9 = 2 862 кДж/кг;
= 2 862
593-0,82 = 2 377 кД ж /кг.
Параметры пара отборов сводим в табл. 7-2.
Т а б л и ц а 7-2
Точка
процесса
р
1
МПа
°с
кДж/кг
Р‘
'н
МПа
°С
*/•
•
н
кДж/кг
‘и
'л
*др
*ДР
*с
кД ж /кг
°с
кДж/кг
Р --
«—
224
179
--960
775
169
710
112
105
78,5
52,3
ш
468
437
327
219
0
0'
23,5
540
3 320
22,32
535
3 320
РС
| 9,8
437
1 —
3 192 1 “ я 1
ц
П8
3,7
| 319 I
3,5
242,6 1 047 241,0
П7(ПП') 2,36
268
2 925 2,16 216,2
925 214,0
1V
ПП'
2,12
—н
540
3 570 | — Я -П6
0,85
404
3 270 0,79 169,7
715 169
0,63
370
д
3 200 0,51 152,6
652 152,6*
П4
! 0,27
270
ЗОЮ 0,25 128
534 127
ПЗ
0,132
! 197
2 862 0 ,12 105
437 102
П2
0,05
120
327
2710 0,045 78,5
76
П1
0,0162
дг=0.986 2 560 1 0,014 ! 52,3
219
50
0,00265
22
—
1 22
К
2 377 |
91,5
1 040
920
—
730
652
530
424,5
316
209
* «МЛ
и- - 6 ® кДж/кг;
/
-160е
С
—
энтальпия
и
температура
воды
за
питательным
насосом.
ВДв•.. •в
.СВ«9з *
Далее, используя уравнения теплового баланса регенеративных подогревателей из
^минГ1ьного режима:ТЫВае“ А° ЛИ Й
И
К° Т° рые
взяли из Расчета
1 040 — 920
“ п 8 _ (3 010 — 960)0,99 = ° ’0586:
(920 -
730) § ™
- 0,0586 (960 - 7 7 5 ) - 0,007 (3 320 - 775)
2 925 — 775
~ °»076
Температура питательной воды за деаэратором равна 152 6 °С
Повышение энтальпии воды в питательном насосе:
д .»
и'Д р
А‘п-н = —
0,00109-27.5-103
— ---------------42,7 кДж/кг;
Артр.ном = 31,0—2 5 ,5 = 5 ,5 МПа;
следовательно, Д/>=25,5 + 2 = 27,5 МПа.
Доля пара на турбонасос
Да/тр = 5 ,5 -0 ,6 2= 2 ,0 МПа
А,’п1н
42.7
«т.н = —-------------- --- -------------- = 0,1185.
ДА.I т.н1!птн
362 0,98
'
'
Балансы подогревателей дают:
1
“ пе = 0,0101;
а п4= 0,0343;
а д = 0,013;
а „ 3 = 0,033;
0 ^ = 0,827;
а п2 = 0,0232;
а д1 = 0,0356.
ния ?саП
^ Г
л Г И Рп Х0Д°-В Пара по отсекам турбины и приведенныс^геплопаде
по отсекам а 0тсДЛотс. Первый отсек — регулирующая ступень:
■
* ®р.с
При ро=сопз1 О в» = со п з1 , поэтому
_
___ Р ш т
<*ш* —
о
,
Ощт
ОСшт о
= -------------— —
р 0о / о
Ь /ц , ’
0,003
“ шт — ~
= 0,005;
0,Ь
0 .1
— 1 — 0,005 = 0,995;
ДАрс = 0,995-128В 127,5 кДж
поскольку
ДАрс = 3 320—3 192 = 128 кж Д /кг,
бтизительнп°пяина ступени
В первого отбора. Так как внутренняя протечка при
олизительно равна протечке через левое уплотнение Ц ВД
к
а 2 = а 1 - “ првцвд 1 0 , 9 9 5 - 0,015 = 0,98;
Дй8 = 3 192 — 3 010 = 182 кДж/кг;
а 8 ДАя = 0 ,9 8 - 1 8 2 = 179;
аз =
— а п8 = 0,98 — 0,0586 = 0,9219;
ДА ,^ 3 0 1 0 — 2 925 = 85 кДж/кг;
а з ДЛз = 0,21985 = 78,5 кДж/кг;
а * Щ а з ~ а п7 ~ “ пр.цвд ~ “ пр.цвд “ §>9 :165 — 0.076 — 0,008 — 0,006 = 0,8265;
ДА< = 3 570 — 3 270 = 300 кДж/кг;
а 4 ДА4 = 0,8265-300 == 249 кДж/кг:
®п-п
®4 ~Ь ®пр.цвд — 0,8265 —
(—0,006 = 0,8325;
0,8325 — 0,1185 — 0,0101
ДА4 = 3 270 — 3 200 = 70 кДж/кг;
5 — “ 4 — « т .н — <*П6 =
«8 ДЛВ= 0,7039-70 = 49,2 кДж/кг;
“ в = а 5 — а д = 0,7039 — 0,013 = 0,6909;
ДА6 = 3 200 — 3 010 = 190 кДж/кг;
=
0,7039;
•* *
§ $ - *о,вяор> —0,0343 т 0,6666; Р
3010 М*г§ Ш <*» М1 шЛт(ш% §|1ЙК'
ДА,
«7 У н
0,6666* 146
. 1ЩЖ/МГ; ‘ -Г
+ ь*** 1•» 0.16 Ш * 0
т*
N86 — 0.03.1 -.0 ,7 4 !
д*в И 2 М2 — 27Ю - 15* пАл/т И |
а§ &ц ~ 0,7415*1» .■ 113 кДлс/юг;
Г* яё 0,7415 - 0.0232 ~ 0 ,? ! 8 3 ;
•* 2 710 — 2 Ш *<! 150 пДт/тг9
1ЯМ50 ■т ЯШ кДж/кг;
«Ни «■ 0,7153 - -0 ,0 3 6 6 «• 0,6927;
*!•*
1560 ~ 2 377 ** 153 кДж /кг; | ,Ш
01„Д А 10 & 0,6527.153- т 135 щДж /кг;
10
Ха/ДА/ = 1257,3 кДж/кг;
1
10
ЛГ, = о 2 9 / ДА| — 153-1257,7-Ю- *3 » 192,5 МВт
Л,«*ЛГ< — А,Ув.г = 192,5 — 4 , 3 = 188,2 МВт;
ЛГ,
188,2
О
0.62Я > - г - - О Д
300
0,
Этот результат подтверждает, что паровая характеристика турбоустановки 0 =
= / (ЛГв) есть кривая с вогнутостью в и т . Обычно такую характеристику представляют
ломаной линией с переломом при ЛГ|«АМ| где ЛГ** — экономическая нагрузка Расход
тепла на турбоустановку
= 153 (3 320 — I 040) + 128 (3 570 — 2 925)-10-» = 430 МВт;
АГТ„ = О Д 4 н = 153-42.10- 3 — 6,35 МВт;
188,2 + 6,36
П ? ----------- Ш --------- 0,452ч
Снижение т|,
по сравнению с номинальным режимом составляет:
0,467 — 0,452
----- 100 = 3 ,2 % .
0,467
^■
Необходимо также учесть изменение расхода электроэнергии на соб­
ственные нужды блока, что позволит определить расход тепла на отпу­
щенный киловатт-час.
Мощность отдельных агрегатов собственных нужд при изменении на­
грузки блока меняется по различным закономерностям. Так, для пита­
тельного электронасоса ПЭ-600-300 с гидромуфтой, устанавливаемого
в качестве пускорезервного к блоку 300 МВт, характерна прямолинейная
зависимость потребляемой мощности Лгн от нагрузки насоса А,.,:
ЛГН= 25 + 0,75Оп.,.
(7-38)
Здесь №и и Я„., выражаются в % номинальной величины.
При двухскоростном электродвигателе, применяемом для привода тя­
годутьевых машин, зависимость N от (} ближе к параболе.
Расход электроэнергии на собственные нужды (в % развиваемой
мощности) при номинальной нагрузке зависит от мощности блока, вида
топлива, типа привода питательного насоса и меняется от 2,5 (моноблок
300 МВт на газомазутном топливе) до 6,9% (блок 200 МВт на АШ ). При
снижении нагрузки до 40% в первом случае собственные нужды возра­
стают до 3% , т. е. на 20%, во втором — до 9%, т. е. на 30%.
При проектировании ТЭС приходится учитывать возможность потери
напряжения собственных нужд из-за выхода из строя блочного трансформатора собственного расхода. Положение восстанавливается за счет
автоматического включения резервного трансформатора (через 1,5—
2,5 с). При прекращении электропитания приводных двигателей собст­
венных н^жд происходит быстрое снижение оборотов и соответственно
напора и производительности агрегатов. При падении, например, напора
питательного насоса обратный клапан на питательной линии закрывается и питание котла прекращается. Перерыв в питании допустим на пери­
од до 30 с.
г
Более тяжелые условия возникают из-за падения давления масла
Поэтому защиты блоков должны иметь выдержки времени, учитываю­
щие все особенности работы оборудования. В частности, при задержке
включения резервного трансформатора через 9 с срабатывает защита на
останов блока.
7-7. ОБСЛУЖ ИВАНИЕ ТЕПЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЭС
Обслуживание теплового оборудования ТЭС осуществляется персо­
налом в соответствии со станционными инструкциями по эксплуатации, со­
ставленными на основе Правил технической эксплуатации (ПТЭ) и тех­
нических условий заводов-изготовителей с учетом специфики данной
электростанции и накопленного опыта эксплуатации. Дежурный персо­
нал обязан знать станционные инструкции, и эти знания периодически
контролируются.
Эксплуатация тепломеханического оборудования заключается в его
обслуживании во время работы, пусков и остановов, проведении ремонт­
ных работ, ликвидации аварийных положений.
Котельные и турбинные агрегаты с их вспомогательным оборудова­
нием и трубопроводами находятся в ведении котлотурбинного цеха. Уст­
ройства автоматики тепловых процессов и защиты основного и вспомога­
тельного тепломеханического оборудования, электроприводы арматуры
все теплоизмерительные приборы обслуживаются персоналом цеха теп­
ловой автоматики и измерений.
Химводоочистка и химическая лаборатория находятся в ведении хи­
мического цеха.
На мощных электростанциях организуются также цех централизован­
ного ремонта и цех наладки и испытаний оборудования.
При работе оборудования параметры пара должны поддерживаться
в соответствии с инструкциями и техническими условиями заводов-изго­
товителей. При работе блоков с нагрузками от 100 до 70% давление и
температура свежего пара, а также температура пара промперегрева
должны поддерживаться номинальными. Допускается отклонение темпе? п ^ г >Ь1 паРа в СТ0Р0НУ повышения на 5°С и в сторону понижения на
1V
•
Д олжна обеспечиваться чистота проточной части турбины и теплооб­
менных поверхностей конденсаторов, подогревателей и испарителей
Контроль заноса солями проточной части турбины осуществляется по
давлениям в контрольных ступенях и позволяет выявить необходимость
промывки турбины для удаления солей. Необходимо также поддержи­
вать надлежащую воздушную плотность вакуумной системы (контроль
по измерению присосов воздуха) и водяную плотность конденсаторов
(контроль по качеству конденсата).
Систематически должен вестись контроль за вибрацией подшипников
турбины, генератора и возбудителя (вибрация не должна превышать
0,03 мм).
Температура масла, поступающего в подшипники турбины, генерато­
ра, питательных насосов и других механизмов с циркуляционной смаз-
“ ?• '! ОЛЖНа бЫТЬ на УР°вне 40 45 °С, нагрев масла в подшипниках не
® *
превышать 15 С температура колодок упорного подшипника
не должна превышать 95 С.
Насосы, находящиеся в резерве, должны иметь открытые задвижки
на всасе и на нагнетании. Обязательными являются периодическое опро­
бование резервных насосов и проверка автоматов безопасности.
Путем контрольных газовых анализов должны контролироваться присосы воздуха в газовый тракт котельного агрегата.
Контролируется также температура сушильного агента на выходе из
мельницы, ак, для установок с бункером пыли при сушке воздухом эта
температура не должна превышать:
°С
130
Для тощего угля . . .
ш
я
ш
ш
ш
ш
ш
Для экибастузского угля
ш
ш
ш
я
ш
я
ш
щ
я
ш
’
%•
|
................................................................................................................................................................................................
Для каменных и бурых углей • • • • * . . .
70
Для антрацитов и полуантрацитов температура не ограничивается.
Для предупреждения слеживания пыль в бункерах необходимо периоди­
чески срабатывать до минимального уровня, допускаемого по условиям
надежной работы пылепитателей.
При работе турбины ведется контроль за относительным положением
роторов высокого, среднего и низкого давления, за температурой метал­
ла паропроводов перед турбиной, главных паровых задвижек, стопорных
и регулирующих клапанов, пароперепускных труб, фланцев и шпилек го­
ризонтального разъема, а также стенок цилиндров высокого и среднего
давления по верхним и нижним образующим. Указанный контроль осо­
бенно важен в процессе пуска, останова и изменения нагрузки, т е при
нестационарных режимах.
Нагрузка блока в значительной мере определяется работой котель­
ного агрегата. Поэтому необходим также постоянный контроль за рабо­
той и состоянием отдельных элементов котла и его вспомогательного
оборудования.
В процессе эксплуатации особого внимания требуют изменения режи­
мов работы оборудования. Сюда относятся: изменение нагрузки в соот­
ветствии с диспетчерским графиком, переход на другой вид топлива (на­
пример, с пыли на газ, с газа на мазут и т. п.), переход с питательного
турбонасоса на питательный электронасос, пуск и останов оборудования.
При неблочнои схеме пуск турбины производится паром номиналь­
ных параметров, который берется от переключательной магистрали.
Пуск турбины состоит из следующих этапов: подготовки и прогрева па­
ропровода, толчка ротора и набора оборотов, синхронизации и нагруже­
ния. Длительность пуска определяется скоростью прогрева паропроводов
и скоростью нагружения турбины и зависит от длительности нерабочего
состояния турбины.
Пуск котла складывается из подготовительных операций, растопки и
подъема давления. Растопка котла производится на мазуте или газе.
При пуске котла осуществляется продувка пароперегревателя, причем
пар с целью его утилизации направляется в станционный паропровод
0,12 МПа, для чего предусматривается растопочная редукционно-охлади­
тельная установка. Подключение котла к паровой магистрали осущест­
вляется после того, как давление пара в котле окажется несколько ниже
давления пара в магистрали. При растопке котла осуществляется конт­
роль уровня воды в барабане, а также температуры металла барабана,
выходных коллекторов пароперегревателя и паропровода свежего пара.
При пуске блока целесообразно одновременно пускать котел и турби­
ну, постепенно повышая давление и температуру пара. Такой метод полу­
чил название блочного пуска на скользящих параметрах пара. Постелен*
ное повышение давления и температуры пара в соответствии с графиком
пуска обеспечивает благоприятные условия прогрева металла паропро­
водов и турбины.
Пуск блока с барабанным котлом из холодного состояния состоит из
следующих этапов: подготовки к пуску, включая заполнение котла де­
аэрированной водой, растопки котла, толчка ротора и набора оборотов,
синхронизации и включения в сеть генератора и нагружения турбины.
Номинальные параметры пара достигаются к окончанию нагружения
турбины. Скорость нагружения турбины составляет 1—2 МВт/мин. Д ли­
тельность пуска из холодного состояния составляет 6— 10 ч.
Пар, необходимый при пуске блока для подачи на деаэратор, на уп­
лотнения турбины и на пароструйные эжекторы, берется от станционной
магистрали 1,3 МПа, которая в свою очередь получает пар через редукционно-охладительные установки собственных нужд блоков из холодной
линии промперегрева. Д ля продувки пароперегревателя и прогрева паро­
проводов в период растопки котла используется быстродействующая ре­
дукционно-охладительная установка (БРОУ), через которую пар сбра­
сывается в конденсатор турбины. В отдельных случаях предусматрива­
ется подача через растопочную РОУ пара в промежуточный пароперегре­
ватель для предпускового прогрева паропроводов промперегрева;
после промежуточного перегревателя пар сбрасывается в конденсатор
турбины. При пуске блока из неостывшего состояния, когда температура
металла паропроводов и турбины превышает 150°С, толчок ротора осу­
ществляется после достижения температуры пара за паровпускными кла­
панами турбины, на 50 °С превышающей температуру наиболее нагретых
частей корпуса турбины.
|
Особенность пуска прямоточного котла состоит в том, что растопоч­
ный расход воды должен составлять 30% номинального, причем в тракте
котла должно поддерживаться номинальное давление. Эти требования
вытекают из условия обеспечения надежной гидродинамики поверхно­
стей нагрева. В связи с этим для блоков с прямоточными котлами при­
меняется специальная растопочная схема со встроенными сепараторами
(рИС. 7-5).
;
■■■;В тракте котла устанавливается разделительная задвижка перед
I ступенью конвективного пароперегревателя. При сепараторном режиме
разделительная задвижка закрыта, а нагретая вода через дроссельный
клапан поступает во встроенный сепаратор, где после расширения р аз­
деляется на пар и воду. Пар из сепаратора поступает в пароперегрева­
тель, а вода
в растопочный расширитель, из которого сбрасывается
в конденсатор. Работа по сепараторной схеме позволяет иметь номиналь­
ное давление воды до встроенной в тракт котла задвижки и скользящее
давление пара за пароперегревателем, 30%-ный растопочный расход во­
ды до встроенной задвижки и любой регулируемый горелками расход
пара на выходе из параперегревателя. Эта схема позволяет при неостыв­
ших пароперегревателе й паропроводе направлять в пароперегреватель
только пар, что защищает их от резких температурных колебаний. Р або­
та котла по сепараторной схеме на скользящем давлении в перегревательном тракте продолжается до момента, когда расход пара на турбину
станет равным растопочному расходу воды, т. е. примерно 30% номи­
нальной нагрузки блока или 15% — для дубль-блока (сначала пускается
один корпус). После этого прикрываются регулирующие клапаны тур­
бины и устанавливается номинальное давление пара, а котел переходит
на прямоточный режим, встроенная задвижка открывается.
Пусковая схема блока предусматривает быстродействующее обводное
устройство для удержания нагрузки холостого хода и собственных нужд
блока при отключении генератора от сети (случай полного сброса на­
грузки). При сбросе нагрузки центробежный регулятор турбины даст
команду на прикрытие регулирующих клапанов перед Ц В Д и перед ЦСД
после промперегрева, в результате чего через турбину установится рас­
ход холостого хода. Котел ж е сохранит 30%-ную нагрузку после отклю­
чения части горелок по команде защиты от сброса нагрузки. Излишек
пара будет сбрасываться в конденсатор через быстродействующую ре­
дукционно-охладительную установку (БРОУ).
Рис. 7*5. Пусковая схема моноблока 500 МВт.
/ — деаэратор; 2 — питательный турбонасос; 3 — группа ПВД; 4 — обвод ПВД; 5 — питательный тру­
бопровод; 6 — шайбовый набор; 7 — трубопровод к пусковому впрыску; 8 — клапан на трубопроводе
рециркуляции воды в деаэратор; 9 — регулирующий питательный клапан; /0 — тракт котла до встро­
енной задвижки; / / — встроенная задвижка; 12 — клапан на подводящем трубопроводе сепаратора;
/3 —- встроенный сепаратор; 14 — клапан на трубопроводе отвода пара; 15, 16 — сбросные клапаны на
I и II ступенях сепаратора; 17 — дренаж; /« — трубопровод сброса среды из сепаратора; 19 — под­
порное устройство; 20 — растопочный расширитель; 21 — регулирующий клапан; 22 — циркуляционный
канал; 23 — бак запаса конденсата; 24 — трубопровод сброса воды в конденсатор; 25 — отвод пара
из расширителя; 26 — клапан сброса пара в конденсатор; 27 — подвод пара к коллектору собственных
нужд; 28 — подвод пара в систему промперегрева; 29 — подвод пара в общестанционную магистраль
13 кгс/см2 или в систему промперегрева; 30 — перегревательный тракт котла; 3 / — пусковой впрыск;
32 — главный паропровод; 33 — пускосбросное устройство; 34— байпас турбины; 35 — главная паровая
задвижка; 36 — ЦВД; 37 — холодный
паропровод промперегрева; За — паровой теплообменник;
3 9 — промлерегреватель: 40, 41 — горячий паропровод промперегрева и пусковой впрыск; 42 — сброс
пара в конденсатор: 43 — ЦСД и ЦНД; 44 — конденсатор; 45 — конденсатный насос I ступени;
46 ■
— конденсатоочистка; <7 — конденсатный насос II ступени; 48 — группа ПНД; 49 — общестанциоиная магистраль 13 кгс/см2, 300—360° С; 50 — подвод стороннего пара.
Плановый останов блока с барабанным котлом производится путем
постепенного уменьшения производительности котла и снижения давле­
ния и температуры в соответствии с графиком. При прямоточном котле
блок разгружается при постоянном давлении и снижающейся по графи­
ку температуре до нагрузки 30%, после чего переводится на сепаратор­
ный режим и разгружается при скользящем давлении пара.
При возникновении аварийного положения персонал должен контро­
лировать срабатывание защит и блокировок и в случае их отказа дей­
ствовать, используя дистанционное управление. В станционных инструк­
циях перечислены все случаи, требующие останова котла, турбины или
блока.
На станциях проводятся капитальный и текущие ремонты оборудова­
ния. После проведения ремонтов пароводяного тракта котлов должна
производиться гидравлическая опрессовка. При проведении ремонта
оборудование высокого давления должно быть отключено двумя после­
довательными задвижками с открытием установленного между ними
атмосферного вентиля диаметром не менее 32 мм, при этом задвижки
и вентиль должны быть заперты на цепи с замками; с электродвигателей
должно быть снято напряжение, на арматуре должны быть вывешены
плакаты «не включать — работают люди».
7-8. АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ, ЗАЩИТА,
БЛОКИРОВКА, СИГНАЛИЗАЦИЯ
На современных ТЭС все тепломеханическое оборудование управля­
ется дистанционно с блочных щитов управления (БЩУ) на блочных
КЭС и с групповых щитов управления на неблочных ТЭС. Обеспечивает­
ся дистанционное управление:
,
. 1 1 __
а) всеми регулирующими органами;
б) пуском и остановом всех механизмов;
в) всей оперативной запорной арматурой;
г) неоперативной запорной арматурой диаметром 500 мм и выше
и арматурой, расположенной в труднодоступных местах;
д) всеми оперативными шиберами газовоздушного тракта и системы
пылеприготовления;
е) импульсно-предохранительными клапанами. I
Н а блочных и групповых щитах установлены измерительные прибоРы„ (в том числе и регистрирующие), обеспечивающие контроль за рабо­
той оборудования, за его температурным режимом, за положениями ре­
гулирующих органов.
На БЩ У и ГЩУ предусматривается световая и частично светозвуко­
вая сигнализация:
а) включения и отключения электродвигателей механизмов;
б) закрытия и открытия запорных органов;
в) аварийного отключения электродвигателей механизмов;
г) автоматического включения и отключения механизмов;
д) срабатывания защит;
е) отклонения технологических параметров, используемых в схемах
защит.
Световую сигнализацию желательно дополнять мнемонической схе­
мой блока.
На блоках и на неблочных ТЭС предусматриваются защиты и блоки­
ровки, обеспечивающие ликвидацию возникающих нарушений работы
либо снижение нагрузки и останов агрегатов для предотвращения по­
вреждений. Предусматривается автоматическая блокировка, обеспечи­
вающая нормальное функционирование системы пылеприготовления.
Автоматическое регулирование блока включает регулирование сле­
дующих параметров и процессов: нагрузки, процесса горения, питания
котла, температуры свежего и промежуточного пара, загрузки мельниц
топливом и разрежения пёред мельницами, температуры пылевоздушной
смеси, давления после редукционных установок и температуры за их
охладителями, давления и уровня в деаэраторах, уровня в конденсаторе
и в регенеративных подогревателях, давления пара перед турбиной.
Система автоматического регулирования блока имеет главный регу­
лятор давления, в качестве которого применяется электронный регули­
рующий прибор, получающий импульс по давлению пара перед стопор­
ными клапанами Ц В Д турбины и импульс по скорости изменения мощ­
ности генератора. Последний может быть получен в виде косвенного
импульса по давлению рабочей жидкости в системе регулирования тур­
бины. Главный регулятор давления поддерживает постоянное давление
пара перед турбиной, воздействуя на подачу топлива в котел путем из­
менения задания регуляторам тепловой нагрузки. В систему регулиро-
вания турбины добавляется статический регулятор давления, который
получает импульс по давлению пара перед турбиной, но не оказывает
воздействия на клапаны турбины, пока давление перед турбиной не сни­
зится до предельно допустимой величины. При дальнейшем снижении
давления статический регулятор действует на прикрытие клапанов тур-
Рис. 7-6. Схема автоматического регулирования блока с прямоточным котлом.
/ — задатчик нагрузки котла; 2 — регулятор разрежения в топке; 3 — регулятор топлива; 4 — регуля­
тор воздуха; 5 — корректирующий регулятор; 6 — регулятор питания; 7 — регулятор температуры па-*
ра; 8 — регулятор мощности; 9, 10 — задатчики; И — регулятор нижнего предела давления пара перед
турбиной; /2 — регулятор нагрузки; /3 — задатчик.
бины. Таким образом, статический регулятор давления позволяет в оп­
ределенной мере использовать аккумулирующую способность водопаро­
вого тракта котла и обеспечивает возможность участия блока в регули­
ровании частоты в системе.
В качестве примера на рис. 7-6 приведена принципиальная схема ав­
томатического регулирования блока с прямоточным котлом. Имеется
регулятор мощности 8, получающий импульсы по частоте / в энергоси­
стеме и по мощности генератора N и воздействующий через систему ре­
гулирования турбины на изменение открытия ее регулирующих клапа­
нов. При помощи задатчика 9 вручную или дистанционно регулятору
мощности дается задание, соответствующее номинальной частоте 50 Гц.
Дополнительный задатчик 13 позволяет устанавливать влияние частоты
на регулятор мощности. При отклонениях частоты в энергосистеме регу­
лирование будет реагировать и, воздействуя на регулирующие клапаны,
вызывать наброс или сброс нагрузки. Чтобы при набросе нагрузки из­
бежать чрезмерных падений давления пара перед турбиной, в схему
включен ограничитель падения давления 11, который при понижении
давления до допустимого предела будет воздействовать на прикрытие
регулирующих клапанов.
В настоящее время начинается процесс широкого внедрения элек­
тронных вычислительных цифровых машин (ЭВЦМ), позволяющих осу­
ществить комплексную автоматизацию блоков и неблочных ТЭЦ. Пер­
вый этап этого процесса — использование ЭВЦМ в качестве информаци-
онных^ машин, обеспечивающих тепловой контроль оборудования
аварийную сигнализацию и подсчет технико-экономических показателей
пс разработанной программе. Второй этап — использование ЭВЦМ в ка­
честве управляющих машин, осуществляющих, помимо функций инфор­
мационной машины, также ведение и оптимизацию режимов, пуск
останов оборудования, ликвидацию аварийных ситуаций
При применении управляющей машины должны сохраняться локальщая машина регулирования или устанавливаться резервная управляю™0Р рИМеНеНИе УпРавляюЩих машин может дать экономию топлива за
оптимизации режимов работы и повышение надежности а счет
исключения ошибок персонала, особенно при пусках блоков.
ВОПРОСЫ
эконом юность 5В РР
ит яй
1 пРомежУточный пароперегреватель снижает тепловую
мощности.
считайте величину снижения к. п. д. при сохранении постоянной
1 В р Ш Ш Ш блок на холостом ходу при полном сбросе нагрузки?
Щ *)акие факторы определяют готовность блока по времени?
4. к а к подсчитать вероятный недоотпуск электроэнергии энергосистемой з а гол?
6 К якИоп?раКТ° РЫ опРеделяю т Уровень технического минимума нагрузки блока?
6. Как определяют потери тепла на пуск блока?
/. Как протекает переходный процесс наброса нагрузки?
РУ
/
дефицитаа мИощности?Ь1 ВЛИЯЮТ На изменение частоты | энергосистеме при возникновении
пара?' В Че“
сущность Регулирования мощности скользящим начальным -давлением
10. Как меняются параметры пара в отборах турбины при частичных И
1. В чем особенности пусковой схемы блока с прям оточны йк^лом ?
насоса?
Н И
НЗГруЗКаХ?
пР°исходит автоматическое включение резервного питательного электро-
Глава восьмая
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ И
МЕТОДИКА СРАВНЕНИЯ ВАРИАНТОВ
СТРОИТЕЛЬСТВА ТЭС
8- 1. ОСНОВНЫ Е ТЕХНИКО-ЭКОНОМ ИЧЕСКИЕ
ПОКАЗАТЕЛИ ТЭС
В гл. 2 были рассмотрены величины, характеризующие тепловую экоГ „ Г о ° " Ь пЭЛеКТР0,г аНЦИЙ: К П-Д" Удельные Ра“ ад“ натурального или
условного топлива. Не менее важным экономическим показателем ТЭС
являются так называемые у д е л ь н ы е к а п и т а л о в л о ж е н и я к
равные отношению средств, затраченных на сооружение электростанции
л (эти средства называются полными капиталовложениями, или полной
стоимостью) к установленной на ТЭС мощности генераторов:
к = К!Ы.
(8-1)
Производительность труда на ТЭС принято характеризовать штатним[ коэффициентом Я
---------количеством
гЛШр,- эксплуатационного персонала.
приходящимся на 1 МВт установленной мощности.
При проектировании электростанции всегда стремятся повысить
к. п. д. и уменьшить удельные капиталовложения и штатный коэффи­
циент. Однако далеко не всегда удается одновременно выполнить все
эти требования. Д ля достижения высокого к. п. д. необходима, как пра­
вило, установка более сложного, и следовательно, более дорогого обору-
давания; стремление уменьшить количество обслуживающего персонала
требует дополнительных затрат на механизацию и автоматизацию технологических процессов. Отыскание оптимальных соотношений между
упомянутыми техническими и экономическими показателями ТЭС при
которых достигается наибольший народнохозяйственный эффект, явля­
ется одной из важнейших задач. Методы ее решения рассматриваются
в этой главе.
8-2. СТРУКТУРА КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЙ
В ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Суммарные капиталовложения в ТЭС складываются из затрат на
сооружение объектов производственного назначения и объектов жилищ­
ного и культурно-бытового назначения — жилого поселка. Последний
предназначается для строительно-монтажного и эксплуатационного пер­
сонала. Затраты на жилпоселок (по отношению к затратам на производВ И Ш Б 1111111 составляют: Д Л Я ТЭЦ и ГРЭС мощностью до
п МВт 15—20%, для ГРЭС мощностью более 1 800 М В т— 10— 15%.
табл. 8-1 8-3 приведено распределение капиталовложений в про­
изводственные объекты.
Из табл. 8-1 следует, что на строительные и монтажные работы, ко­
торые выполняются непосредственно на месте сооружения ТЭС, прихо­
дится половина капиталовложений. Следовательно, темпы сооружения
электростанции существенно зависят от организации работ на строитель­
но-монтажной площадке. Чтобы быстро и экономично возводить соору­
жения и монтировать оборудование, необходимы индустриальные мето­
ды ведения работы, применение высокопроизводительных машин, мон­
таж конструкций и оборудования крупными узлами и блоками, широ­
кая унификация и стандартизация.
Т а б л и ц а 8-1
В
Распределение капиталовложений
ГРЭС N 3 =2400 МВт (8ХК-300-240)
по видам затрат
Капитало­
вложения, %
Статья затрат
Оборудование
жом
с монта-
60
В том числе монтаж обо­
рудования
1
Строительные работы
3 7 ,5
Прочие затраты (проек- 1
тирование, изыскание,
транспорт оборудова­
Ш
ния,
материалов
и
т. д.)
2 ,5
■
Всего
3
10 0
Та б л и ц а 8-2
Распределение капиталовложений
по объектам производственного
назначения ГРЭС # э =2400 МВт
(8ХК-300-240)
Наименование объектов
Калиталовложе
ния, %
Главный корпус с дымо­
выми трубами
В том числе блочное
оборудование
Система технического во­
доснабжения
Транспортное хозяйство
Повысительные
транс­
форматоры и главное
распределительное уст­
ройство
Топливное хозяйство
Прочие объекты и соору­
жения
61
Всег о
57
8,7
4.3
4.3
3
18,7
100
Наибольшая доля капиталовложений в ТЭС приходится на главным
корпус (табл. 8 -2 ), а в пределах главного корпуса — на тепломеханиче­
ское оборудование (табл. 8-3 ).
На величину капиталовложений в ТЭС существенно влияет вид сжи-
онных машин, обеспечивающих тепловой контроль оборудования,
аварийную сигнализацию и подсчет технико-экономических показателей
пс разработанной программе. Второй этап — использование ЭВЦМ в ка­
честве управляющих машин, осуществляющих, помимо функций инфор­
мационной машины, также ведение и оптимизацию режимов, пуск
и останов оборудования, ликвидацию аварийных ситуаций.
При применении управляющей машины должны сохраняться локаль­
ные системы регулирования или устанавливаться резервная управляю­
щая машина.
Применение управляющих машин может дать экономию топлива за
счет оптимизации режимов работы и повышение надежности за счет
исключения ошибок персонала, особенно при пусках блоков.
ВОПРОСЫ
*
I
1. Почему впрыск воды в промежуточный пароперегреватель снижает тепловую
экономичность? Рассчитайте величину снижения к. п. д. при сохранении постоянной
мощности.
2. Как удержать блок на холостом ходу при полном сбросе нагрузки?
3. Какие факторы определяют готовность блока по времени?
4. Как подсчитать вероятный недоотпуск электроэнергии энергосистемой за год?
о. Какие факторы определяют уровень технического минимума нагрузки блока?
о. Как определяют потери тепла на пуск блока?
я"
пРотекает переходный процесс наброса нагрузки?
8. Какие факторы влияют на изменение частоты в энергосистеме при возникновении
дефицита мощности?
^
9. В чем сущность регулирования мощности скользящим начальным давлением
пара г
|
10. Как меняются параметры пара в отборах турбины при частичных нагрузках?
10 ъг ЧеМ осо° енности пусковой схемы блока с прямоточным котлом?
^
происходит автоматическое включение резервного питательного электро'
-
4
Глава восьмая
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ И
МЕТОДИКА СРАВНЕНИЯ ВАРИАНТОВ
СТРОИТЕЛЬСТВА ТЭС
8- 1. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМ ИЧЕСКИЕ
ПОКАЗАТЕЛИ ТЭС
В гл. 2 были рассмотрены величины, характеризующие тепловую эко­
номичность электростанций: к. п. д., удельные расходы натурального или
условного топлива. Не менее важным экономическим показателем ТЭС
являются так называемые у д е л ь н ы е к а п и т а л о в л о ж е н и я к.
равные отношению средств, затраченных на сооружение электростанции
Д (эти средства называются полными капиталовложениями, или полной
стоимостью) к установленной на ТЭС мощности генераторов:
к = К1Щ .
(8 - 1)
Производительность труда на ТЭС принято характеризовать штатним коэффициентом П — количеством эксплуатационного персонала
приходящимся на 1 МВт установленной мощности.
При проектировании электростанции всегда стремятся повысить
к. п. д. и уменьшить удельные капиталовложения и штатный коэффи­
циент. Однако далеко не всегда удается одновременно выполнить все
эти требования. Д ля достижения высокого к. п. д. необходима, как пра­
вило, установка более сложного, и следовательно, более дорогого обору132 -
ован-ия
требует дополнительм1тV оо Т
оослуживающего персонала
логических поопесооя п
На механизаДию и автоматизацию техноупомянутыми технииагг, тыскание оптимальных соотношений между
^
техническими и экономическими показателями НвЙ ппм
наибольший народнохозяйственный эффект, являв этой главе.
неищих задач. Методы ее решения рассматриваются
8-2. СТРУКТУРА КАПИТАЛОВЛОЖЕНИИ
В ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
с о о р т е н и е " ? ^ ™ ^ 0” ^ ™
В ТЭС склаДываются из затрат на
НОГО И КУЛЬТУОНО ЙЫтпп°ИЗВ0ДСТВеНН0Г° назначеНИЯ и объектов жилищпредназначается лля гтппн назначени я — жилого поселка. Последний
сонала Затпаты ня
ельн^ 'монтажного и эксплуатационного пер-
1 Ш
Ш
Щ
—
Г тк (пдля0ТНт°эц'I Ш
Р
I М Н И
1И I I 85Г - 8%3 ДЛЯ ГрЭС мощностью более 1 800 М в Г п Г м ? ’
изводственные о б ъ е ^ ^ Я раСПределение капиталовложений в про-
тпп^ 3 табл‘ 8-1 слеДует, что на строительные и монтажные работы коШ В выполняются непосредственно на месте сооружения ТЭС пр’ихоэлектростанции
темны сооруГ н и я
электростанции существенно зависят от организации работ на стооительно-монтажнои площадке. Чтобы быстро и экономично в о з в о д и т ь Н Е
ДыНведенияНоабо?ы Ь ° борудование>. необходимы индустриальные ме?охаж к о н с т р у к ц и й и 2 1 ? "
высокопроизводительных машин, монкая у й Щ Щ
стандартизация. » * * "
" 6локам"’ ( > Д
Таблица
8-1
Распределение капиталовложений
в ГРЭС N 3 =2400 МВт (8ХК-300-240)
по видам затрат
Т а б л и ц а 8-2
Распределение капиталовложений
по объектам производственного
назначения ГРЭС N 3 =2400 МВт
(8ХК-300-240)
Капитало­
вложения, %
Статья затрат
Наименование объектов
Оборудование
жом
с монта­
60
В том числе монтаж обо­
13
рудования
Строительные работы
Прочие затраты (проек­
тирование, изыскание,
транспорт оборудова­
ния,
материалов
и
т. д.)
Вс е г о
1
37,5
2 ,5
100
Главный корпус с дымо­
выми трубами
В том числе блочное
оборудование
Система технического во­
доснабжения
?щ
Транспортное хозяйство
Повысительные
транс­
форматоры и главное
распределительное уст­
ройство
Топливное хозяйство
Прочие объекты и соору­
жения
Всего
Калиталовло же
ния, %
61
57
8,7
4.3
4.3
3
18,7
100
корнусИ1?абл
'
8
2
Т
я
“
а
"
и™
0
|’л
0
же»и«
■
>
ТЭС
приходится
на
главный
корпус (таол. о-2 ), а в пределах главного корпуса — на тепломеханическое оборудование (табл. 8 -3 ).
На величину капиталовложений в ТЭС существенно влияет вид ежи
Т а б л и ц а 8-3
Распределение капиталовложений по элементам главного корпуса ГРЭС # э = 2 400 МВт
(8ХК-300-240)
Наименование элементов
Капитало­
вложения,
I. Теплотехническое оборудо
вание
В том числе:
а) собственно турбина
62
б) конденсатор, система
6
регенерации и другое
вспомогательное обо­
рудование турбины
в) собственно
котлоагрегат
г) тягодутьев а я
10
23
уста новка, пылеприготовление, золоулавлива­
ние и другое вспомо­
гательное
оборудо­
вание котлоагрегата
10
Д) водопитательная ус­
4
тановка
(питатель­
ные насосы, деаэра­
торы. обессоливание
конденсата и др.)
е) станционные
проводы
трубо-
Наименование элементов
II. Электротехническое обору­
дование
В том числе:
а) генераторы с вывода­
ми
в,5
6
б) система собственного
расхода
III. Тепловой контроль и авто­
матика
(при установке
ЭВМ)
9
IV. Строительная часть
18
В том числе:
а) общестроительные
работы
9
Капитало­
вложения,
2 ,5
12
б) обмуровочные и изо­
ляционные работы
V. Прочие элементы (грузо­
подъемные
механизмы,
противопожарное обору­
дование и т. д!)
2 ,5
Всего по главному корпу­
су
100
6
гаемого топлива. Если стоимость электростанции на каменном угле
принять за 100%, то для ТЭС на газомазутном топливе и буром угле при
прочих равных условиях она составит соответственно 85—87% и 102_
103 /о. Капиталовложения зависят также от района строительства; в от­
даленных районах и районах с суровыми климатическими условиями к
на 5—7 /а больше, чем, например, в центре европейской части страны.
Но даже в пределах одного и того же района капиталовложения могут
отличаться весьма заметно из-за различия в условиях водоснабжения,
геологических условий, протяженности подъездных путей и других фак­
торов, зависящих от конкретных условий места строительства.
8-3. ВЛИЯНИЕ ЕДИ Н И ЧН О Й МОЩНОСТИ БЛОКОВ
и МОЩНОСТИ кэс НА КАПИТАЛОВЛОЖ ЕНИЯ
Около 95% капиталовложений в главный корпус приходится на блоч­
ное оборудование и относящиеся к нему строительные конструкции.
Если увеличивать количество однотипных блоков, то удельные капи­
таловложения в блочное Оборудование главного корпуса останутся неиз­
менными. Изменяются лишь удельные капиталовложения в обшестанционное_ оборудование главного корпуса. Но поскольку доля капиталовло­
жений в это оборудование невелика (около 5%) , то и общие изменения
будут незначительными; они уменьшатся на 1,5—2% при удвоении коли­
чества блоков.
Если же увеличивать единичную мощность блока, то удельные капи­
таловложения в его элементы будут уменьшаться.
Так, например, при увеличении мощности турбины с 300 до 500 МВт
масса и стоимость, приходящиеся на 1 кВт турбинного оборудования
снижаются на 20 %. Капиталовложения в котлоагрегат паропроизводительностью 900 1 ООО т/ч на 8—10% меньше, чем в два котла по
500 т/ч каждый. Увеличение диаметра трубопровода в 2 раза повы­
шает его пропускную способность в 5—5,5 раза, а массу — лишь в 4 раза.
Укрупнение аппаратов и механизмов экономически целесообразно, как
правило, даже в тех случаях, когда прямые начальные затраты на них
не уменьшаются, как, например, для углеразмольных мельниц. Но
и тогда уменьшение количества элементов за счет их укрупнения упро­
щает компоновку, уменьшает протяжен­
ность трубопроводных и кабельных комму­
никаций, упрощает управление и контроль,
а следовательно, и количество приборов и
аппаратов технологического контроля, уп­
равления и автоматизации уменьшается.
Удельные капиталовложения системы
КИП и автоматики для блока 500 МВт на
15% меньше, чем для блоков 300 МВт, что
достигается благодаря укрупнению основ­ Рис. 8-1. Удельные капитало­
вложения
в
блочную
часть
ного и вспомогательного оборудования.
главного корпуса.
Иногда при укрупнении оборудования из­
меняется технология его изготовления,
что может привести к увеличению удельной стоимости. Так, например,
толстостенные трубы большого диаметра (377X70) могут пока изготов­
ляться сверлением кованой заготовки, а не горячей прокаткой, которая
значительно дешевле. Такого рода технологических усложнений обычно
удается со временем избежать и в результате достичь снижения удель­
ных капиталовложений в ТЭС заданной мощности за счет увеличения
единичной мощности агрегатов.
Зависимость удельных капиталовложений от единичной мощности
блоков при одинаковой мощности КЭС показана на рис. 8-1.
Удельные капиталовложения в систему технического водоснабжения
и ГРУ в сумме составляют 13% (табл. 8-2). Практика проектирования
электростанций показывает, что с увеличением мощности КЭС этот по­
казатель для системы технического водоснабжения остается неизмен­
ным. Неизменными остаются и удельные капиталовложения в главное
распределительное устройство (ГРУ) и повысительные трансформато­
ры. Последнее обусловлено следующим. С увеличением мощности ТЭС
происходит укрупнение электротехнического оборудования и снижение
доли резервных элементов, что уменьшает удельные затраты на них. Од­
новременно с увеличением мощности, как правило, растет напряжение,
при котором электроэнергия выдается в сеть, что приводит к удорожа­
нию оборудования. Влияние обоих факторов примерно равноценно,
и в результате удельные капиталовложения в ГРУ практически не изме­
няются.
Если мощность КЭС увеличивается только за счет количества уста­
новленных блоков, то удельные капиталовложения в блочное оборудова­
ние главного корпуса, как уже отмечалось, также не меняются, в их до­
ля составляет 57%. Следовательно, с учетом 13% расходов на водоснаб­
жение и ГРУ получим, что 70% капиталовложений в КЭС при увеличе­
нии ее мощности за счет увеличения количества блоков остаются неиз­
менными. Остальные 30%, напротив, существенно зависят от мощности
КЭС. Так, например, при удвоении мощности электростанции с 1 200 до
2400 МВт полная стоимость топливоподачи возрастает лишь на 33%,
что обусловлено почти неизменным составом оборудования разгрузоч­
ного устройства, протяженность и стоимость дорог увеличивается только
в 1,3— 1,5 раза, химводоочистки — на 10— 15% и т. д.
Поскольку мощность возрастает больше, чем начальные затраты, то
удельные капиталовложения снижаются. На рис. 8-2 показано измене­
ние удельных капиталовложении в объекты и оборудование вне главного
корпуса (кроме технического водоснабжения и ГРУ) и в КЭС с однотип­
ными блоками в целом в зависимости от ее мощности. Из рисунка вид­
но, что при удвоении мощности станции удельные капиталовложения
во
О
I ООО
гооо М Вт
Рис. 8-2. Удельные капи­
таловложения в ГРЭС с
блоками 300 МВт.
1 — объекты и
расположенные
корпуса (без
водоснабжения
2 — ГРЭС
оборудование,
вне главного
технического
и
ГРУ)*
в целом.
Рис. 8-3. Удельные капитало­
вложения в ГРЭС.
/ — 6X300 МВт: 2 — 8X300 МВт;
3 — 6X500 МВт; 4 — 6X800 МВт,
Й Ш И Р И пРимеРН0 на 10% только за счет вспомогательных объектов,
поскольку этот показатель для главного корпуса, водоснабжения и ГРУ
не меняется.
§
Особенно эффективно увеличение мощности эле^ростанции при од­
новременном повышении единичной мощности блоков, что видно из
рис. о-^. Именно по этому пути идет развитие теплоэнергетики. В пер”
ИБе прН Ц Ё1 “ ереход °т массового строительства электбостанций
мощностью 2 400 МВт с блоками по 300 МВт к сооружению, ка прави­
ло 5 0 ^ 800 М °вТ °СТЬЮ ° Т 3 0 0 0 -3 200 до 4 0 0 0 - 4 800 МВт с блоками
8-4. КАПИТАЛОВЛОЖ ЕНИЯ В ТЭЦ
Удельные капиталовложения в ТЭЦ также зависят от единичной
мощности агрегатов и от ее полной мощности. Однако на стоимость
существенное влияние оказывают количество тепла, отпускаемого
на единицу установленной электрической мощности, ц параметры отбор­
ного пара.
г
г
г
На отопительных ТЭЦ с турбинами типа Т, имеющими регулируемые
отборы пара при /7=0,05-^0,25 МПа, расход пара на 1 кВт-ч электро­
энергии в 1,2 1,3 раза больше, чем у конденсационных турбин. Вслед­
ствие этого на ТЭЦ устанавливаются более крупные, чем на ГРЭС,
котлоагрегаты и вспомогательное оборудование при равной мощности
турбин. Кроме того, на ТЭЦ устанавливается специальное оборудование
для подогрева сетевой воды и ее прокачки, а турбины с регулируемыми
отборами сложнее, чем конденсационные. Все это приводит к увеличе­
нию стоимости электростанции. Единичная мощность агрегатов и полная
мощность ТЭЦ в 3 5 раз меньше, чем ГРЭС, что дает дополнительное
увеличение удельных капиталовложений. В итоге удельная стоимость
характерной отопительной ТЭЦ электрической мощностью 500 МВт
/о^плЛг В0Й мощностью (по отпуску тепла потребителю) 2 800 МВт
(2 400 1 кал/ч) на 70—80% выше, чем для типовой ГРЭС 2 400 МВт
Удельный расход свежего пара на турбины типа П с производствен­
ным отбором давлением 1 ,0 -1 ,5 М Па в 1,7— 1,8 раза больше, чем на
турбины без регулируемых отборов. Следовательно, для этих агрегатов
нужно еще более мощное котельное и вспомогательное оборудование,
обоо Vдо в а н и е „ I « 1
вместе С тем для тУРбин типа П не требуется
стоимость Т 9 п Г п Г РеКаЧКИ И подогРева сетевой воды, что снижает
связанные р йлльш!
частичн° компенсирует дополнительные затраты,
в л о ж е н и я „ Т ^ п Г ^ аСХ0Д0М Пар„ В РезУльтате удельные капитале5_7 о/
Урбинами типа П выше, чем с турбинами типа Т на
8-5. ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ЗАТРАТЫ
И СЕБЕСТОИМОСТЬ ПРОДУКЦИИ ТЭС
на приобретение топлива, ремонт оборудо^ерС0Нала’ в5 есте с ДРУГИМИ расходами на произ» и п н н ы ^ , и Р
И т е п Г В 0И э н е Р г и и называются э к с п л у а т а ™ех
а т а м и. Величина этих затрат на ТЭС зависит от
факторов, упомянутых в § 8- 1: тепловой экономичности
начальных капиталовложений и штатного коэффициента
экономичности зависят затраты на топливо, величина
которых за год составляет:
п я » « ? еД С ТВ а’ з а т Р а ч и в а е м ы е
Ит— ВГЦ т>
(8-2)
где В г — годовой расход топлива, т; Ц т
Так как
В
цена топлива, руб/т
ЬитЭг. ОТП •10
(8-3)
где 6Нт
среднегодовой удельный расход топлива, кг, на 1 кВт-ч отпу­
щенной электроэнергии; Э г .0 тп — годовой отпуск электроэнергии потре­
бителям, то можно записать:
у
Ит= ЬнтЩЖ ОТП 10
(8-4)
При расчетах по условному топливу
И.
^у.нт Ц у ^ г.о т п " 1 0
—3
;
где Ц 7 — цена 1 т у. т.
От начальных капиталовложений зависят следующие затраты: на те­
кущий и капитальный ремонты, модернизацию оборудования и ренова­
цию -восстановление производственных фондов по истечении срока
службы (для ТЭС — 30 лет). Величина этих затрат за год составляет
10— 11% капиталовложений:
И
(8-6)
где ^ „ = 0, 1 -^-0,11 1/год ( 10— 11% в год).
Годовые эксплуатационные затраты на персонал включают основную
зарплату, премии, начисления на соцстрах,'средства, расходуемые на
подготовку кадров и улучшение условий труда. Величина этих затрат со­
ставляет примерно 140% годовой заработной платы;
ИП
1,4Пс
N ст
(8-7)
1000 ’
где с = 1200-М 400 руб/чел-год — средняя годовая зарплата на одного
работающего; П — штатный коэффициент, чел/МВт.
Полная величина годовых эксплуатационных затрат (в руб.):
^
“Ь # п
^нт Ц г ^ г .о т п
+ Рк К -(- 1 А П с
N ст
1 000
(8-8)
Величина
И пост
Р к К + \А П с
N ст
(8-9)
называется постоянной слагаемой эксплуатационных затрат, поскольку
она не зависит от количества вырабатываемой продукции.
Отношение годовых эксплуатационных затрат к отпущенной за год
продукции есть с е б е с т о и м о с т ь .
Количество отпускаемой энергии за год, кВт-ч:
Мстт (1 — зс>н).
(8- 10)
ГРЭС отпускает потребителям только электроэнергию, себестоимость
которой определяется следующим образом:
•Э г .о т п =
1 Я •^Г.отп
Я И Ш
1—
«^Г.отпШ ^г-отп
Жт
Т (1 — Эс.н)
т (1 — эс.а)
Методика определения себестоимости продукции ТЭЦ при отпуске
потребителям двух видов энергии рассматривается в курсе экономики
энергетики.
8-6. РАСЧЕТНЫЕ ЗАТРАТЫ
Если потребитель будет оплачивать электроэнергию по себестоимо­
сти, то этих средств будет достаточно лишь на покрытие текущих рас­
ходов и восстановление изношенного оборудования (реновацию), т. е.
на простое воспроизводство. Средства на ‘расширенное воспроизводство
получаются за счет дополнительных начислений
величина которых
принимается пропорциональной начальным капиталовложениям:
Р в = рнК У
а -а
(8- 12)
где ра — коэффициент пропорциональности, называемый н о р м а т и в ­
ным к о э ф ф и ц и е н т о м э ф ф е к т и в н о с т и к а п и т а л о в л о ­
ж е н и й . Д ля энергетики /?н= 0,12 1/год.
Сумма эксплуатационных затрат и дополнительных начислений на
расширенное воспроизводство называется г о д о в ы м и р а с ч е т н ы ­
ми з а т р а т а м и :
■ ‘ 3 = И 4- Р н = / / + р в К.
(8-13)
Расчетные затраты на единицу отпущенной ГРЭС электроэнергии
или у д е л ь н ы е р а с ч е т н ы е з а т р а т ы равны:
3 ~ «^г-отп
3
= и + ~Т (1
п Рн
к—
Г
•
(8-14)
— Эс,я)
Чем меньше удельные расчетные затраты, тем экономически эффек­
тивнее электростанция. Таким образом, последнее соотношение позволя­
ет сравнивать варианты, в которых отличаются одновременно и издерж­
ки производства и начальные капиталовложения. Следует отметить, что
соотношение (8-14) пригодно для сопоставления вариантов с одинако­
вой выработкой электроэнергии по годам. Если в некотором году по од­
ному^ из вариантов выработка составляет Э 1 кВт-ч, а по другому
Э2 кВт*ч ( 5 ! > 3 2), т о дополнительно должны быть учтены затраты на
производство электроэнергии в количестве Д Э = Э ! — Э2.
Н а строящейся ТЭС блоки вступают в эксплуатацию последователь­
но с интервалом 6—9 мчес. Если на станции предусмотрена установка,
например, 8 блоков, то от момента пуска первого блока до ввода по­
следнего проходит 3,5—5 лет. К моменту пуска первого блока выполня­
ется 60—70% работ по общестанционным объектом, которые вначале
используются лишь для одного из 8 блоков. В результате происходит
замораживание средств, и тем большее, чем длительнее общий срок
строительства. Это обстоятельство отражается в технико-экономических
расчетах с помощью приведенных капиталовложений, учитывающих
разновременность затрат:
р =*ю1 ^
^
А / “ 2 + * * • + ДГ/ (1 + р п) т~ ! +
+ • • • + Я г_! (1 + ра) + /Ст,
(8-15)
тГ^
Г
КагПИТаЛ0ВЛ0ЖеНИЯ в 1' ы году (*“ 1’ 2’ •••• Г) от начала строи*
длительность строительства в годах; р п— коэффициент
риведения, 1/год (рп= о ,1 1/год), равный относительному годовому на­
числению на замороженные средства.
Таким образом, величина Щ есть капиталовложения с учетом на­
числении на замораживание средств. Как видно из равенства (8-15),
значение Кщ> определяется по формуле сложных процентов.
При учете замораживания средств соотношение (8-13) запишется
в виде
'
7
• V = И + Рп К пр.
(8-16)
Эта величина называется п р и в е д е н н ы м и ( р а с ч е т н ы м и ) з ат р а т а^м и с
учетом разновременности капиталовложении.
. I' .. •
ы . -..л
.■->■1^./;$4 [
' ■.| '-у. ~*4 *
Соотношением (8-16) следует пользоваться при сравнении вариантов с разным сроком строительства.
щ
ВОПРОСЫ
гтЯЛ П^ Л Т НЯЮТСЯ Я Ш А капиталовложения в ГРЭС при увеличении количества блоков? За счет каких объектов происходят эти изменения?
ное оборудование?единичная моп*ность блоков на удельные капиталовложения в блоч3. Проверьте правильность соотношения:
^
•3==г (Рк + Рн) К + Иг -{- Ипш
4. Как влияет срок сооружения ТЭС на выбор вариантов?
Глава девятая
АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
9-1. Я Д ЕРН Ы Е РЕАКТОРЫ
«ог.®ут1?й?Р0ДН0м УРане содержится 99,3% изотопов с массовым числом
238 (1_1238) и 0,7% с массовым числом 235 (О235) .
При захвате ураном-235 нейтрона протекает следующая ядерная
реакция:
II235 + п = 2 о с к о л к а д е л е н и я + г п + '
+ Р-ч а ст иц ы + у -из л у че ни е +
4- к и н е т и ч е с к а я э н е р г и я п р о д у к т о в д е л е н и я .
(9- 1)
В этом равенстве: п — обозначение нейтрона; V— количество обра­
зующихся вторичных нейтронов.
Осколками деления чаще всего являются ядра атомов йода и крип­
тона. При распаде 1 г урана-235 выделяется 86,4 • Ю6 кДж энергии,
причем 85% приходится на кинетическую энергию осколков деления.
Эти осколки, сталкиваясь с атомами окружающей среды, тормозятся, и
их энергия переходит в энергию теплового движения. Значительная
часть энергии у-лучей также переходит в тепло.
Если один из V вторичных нейтронов вступит в реакцию (9-1), то будет протекать самолоддерживающая реакция, в которой распад одного
атома II 235 повлечет в дальнейшем распад еще одного атома. Устрой­
ство, в котором осуществляется самоподдерживающаяся реакция ядер­
ного деления, называется я д е р н ы м р е а к т о р о м (рис. 9 - 1).
Ядерное горючее в реакторе размещают в так называемых тепло­
выделяющих элементах — ТВЭЛ (рис. 9-2). При реакции (9-1) обра­
зующиеся нейтроны имеют энергию Е„ около 5Мэв. При такой энергии
очень мала вероятность того, что произойдет реакция распада. Если
энергию нейтронов снизить до энергии теплового движения Еп = к Т =
= 0 ,0 2 5 эВ (к — постоянная Больцмана; Т — абсолютная температура
среды), то вероятность реакции возрастает в 1000 раз. Нейтроны с та­
кой энергией называются м е д л е н н ы м и , или т е п л о в ы м и . Д ля сниА-А
Рис.
9-2.
Тепловыделяющий
элемент.
/ — ядерное горючее; 2 — оболочка.
Рис. 9-1. Упрощенная
схема ядерного реактора.
/ — тепловыделяющий
элемент;
2 — замедлитель;
3, 4 — подвод и
отвод теплоносителя; 5 — отраж а­
тель; 6 — регулирующий стержень;
7 — корпус; 8 — биологическая за­
щита.
жения энергии нейтронов служит з а м е д л и т е л ь (обычная или тяже­
лая вода, графит), имеющий в своем составе легкие атомы.
Тяжелые атомы для этого непригодны: нейтрон, сталкиваясь с тя­
желым атомом, отскакивает от него как шарик от тяжелого предмета,
не теряя почти скорости. Для того чтобы нейтроны не покинули реактор,
ТВЭЛ окружены о т р а ж а т е л е м . Нейтроны, попадающие в охражаРис. 9-3. Газографитовый
реактор (обозначения —
см. рис. 9-1).
Рис. 9-4. Водо-водяной реактор (обозна­
чения — см. рис. 9-1).
тель, накапливаются в нем, участвуя в тепловом движении. Часть их
уходит в окружающую среду, а часть возвращается обратно в реактор.
Благодаря этому уменьшается бесполезная потеря нейтронов. Тепловые
нейтроны, скопившиеся вблизи ТВЭЛ, образуют как бы нейтронное об­
лако, в котором они ведут себя подобно другим частицам материи: стал­
киваются с атомами, обмениваясь энергией (тепловое движение), диф­
фундируют в места, где их концентрация ниже. Нейтроны, находящие­
ся^ вблизи ядер урана, захватываются ими. На место поглощенных
нейтронов из замедлителя диффундируют новые. В свою очередь нейтро­
ны, вылетающие из ТВЭЛ, пополняют их запас в замедлителе. Выде­
ляющееся при распаде тепло передается циркулирующей в трубках
(каналах) жидкости, называемой теплоносителем. Этот тип реакторов
называется к а н а л ь н ы м . В качестве теплоносителя в них использует­
ся вода, а замедлителя — графит.
На рис. 9-3 показан другой тип реактора, называемый к о р п у с -
н ы м. Теплоноситель углекислый газ — движется в нем не в каналах,
а в корпусе заполняя весь его свободный объем. Замедлителем являет­
ся графит. Такой реактор называется г а з о г р а ф и т н ы м или у р а н графитным.
“
На рис. 9-4 представлен корпусный реактор, в котором вода являет­
ся одновременно и замедлителем и теплоносителем. Такие реакторы
называются в о д о - в о д я н ы м и .
9-2. ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ АЭС
Если теплоноситель является одновременно и рабочим телом тепло­
вого цикла (рис. 9-5,а), то АЭС называется о д н о к о н т у р н о й . Если
же тепло, воспринятое в реакторе теплоносителем, передается рабочему
телу в предусмотренном для этого теплообменнике (рис. 9-5,6), то АЭС
называется д в у х к о н т у р н о й .
Рис. 9-5. Технологические схемы АЭС.
и * г * ? ° ? Л риая; 6 ~ ДвУхконтурная; / - реактор; 2 - барабан-сепаратор;
насос циркуляции теплоносителя; 4 — парогенератор; 5 — турбина; 6 — гене­
ратор; 7 — конденсатор; « — питательный насос,
Рис. 9-6. Принципиальная тепловая схема одноконтурной Белоярской
АЭС с перегревом пара.
7 — реактор; 2 — парогенериругощий канал; 3 — барабан-сепаратор; 4 — паооперегревательный канал; 5 — циркуляционный насос; б — турбина; 7 — конден­
сатор; 8, 9 —• конденсатные насосы; / 0 — конденсатоочистка; / / — группа ПНД*
12 — деаэратор; 13 — питательный насос; 14 — группа ПВД; 15 — теплообменникрегулятор перегрева; 16 — регулирующий клапан; 17 — предохранительный кла­
пан; 1 8 ^ барботер; 19 — технологический (пусковой) конденсатор
На современных одноконтурных АЭС теплоносителем является ки­
пящая вода. По такой схеме выполнен второй блок Белоярской АЭС
(рис. 9-6) с канальным реактором и графитовым замедлителем. Паро­
водяная смесь, выходящая из испарительных каналов реактора, посту­
пает в барабан-сепаратор. Отсепарированный насыщенный пар’ прохо­
дит пароперегревательные каналы и с параметрами р 0= 8 ,8 МПа *0=
500 С поступает в турбину К -100-90. Вода из барабана-сепаратора
смешивается с питательной водой и поступает в реактор.
Схема имеет следующие особенности. Регулирование перегрева пара
осуществляется с помощью теплообменника /5. Если, например, темпе­
ратура перегрева повышается, то расход пара на этот теплообменник
увеличивают. Это приводит к увеличению общего расхода пара из реак­
тора и к повышению температуры питательной воды. Благодаря тому,
с
№
П
Рис. 9-7. Принципиальная тепловая схема двухконтурной НововоронежсксГг АЭС
1е
1 р
точный пароперегреватель; 12 — конденсатор- м — кондепсдтпЛл^^
аРв*°р. Ч ^ промещу*
подогреватели низкого давления- 15 — деаэоатоп- й
?
’ ^ — регенеративные
ные подогреватели в ы с ^ й ^ д а й е н и я / 9 - ™ д 4 ч 1
77 ~ Регенеративгенератора; 20 - в о з в р а т " н щ ^ н о Г ^ д у в ^ о Т ^ о д ы Г р ^ и е р а ^ * 3 Й Ш
что температура питательной воды повышается, парогенерирующие к а ­
налы генерируют больше пара, что компенсирует его возросший расход
при неизменной мощности реактора. В пароперегревательных каналах
общее тепловосприятие не изменяется, Щ ь Щ й Ш но прирост энталь­
п и и Л 1— Цпп/1) уменьшается, так как возрастает расход пара О.
Поскольку на АСЭ сброс пара в атмосферу недопустим, в схеме
предусмотрены барботер и технологический конденсатор, куда отводит­
ся пар при подрыве предохранительных клапанов, при пусках и остановках.
'■*
'^ (
Н а одноконтурных АЭС питательная вода должна иметь возможно
меньше примесеи. Поэтому весь основной конденсат турбины проходит
конденсатоочистку.
Ядерный перегрев пара на Белоярской АЭС был осуществлен впер­
вые в мире. В канальном реакторе могут отсутствовать перегревательные каналы, и тогда будет производиться насыщенный пар. В корпус­
ных реакторах можно получить только насыщенный пар. Такие реакто­
ры получили распространение в США.
? ал 1 ^ С’ о9' 7 показана тепловая схема двухконтурной Нововоронежскои АЭС. Здесь установлен корпусной реактор, в котором вода одно­
временно является теплоносителем и замедлителем. Этот тип реактора
имеет маркировку ВВЭР-440 (водо-водяной энергетический реактор
*лт> ° \ Ы в ^локе с турбинами общей электрической мощностью
440 МВт*).
^^воронеж ской
ностью 220 МВт каждая*
с каж Дым реактором установлено по две турбины мощ
- •
^
Подводу п и т а т е л ь
* о и воды
вер хн ее положр
н и е уровня
03000
71500
Рис. 9*8. Горизонтальный парогенератор с водным теплоносителем (первая очередь Но­
воворонежской АЭС).
/ — сборный паровой коллектор; 2 — лаз; 3 — паропродувочные и дренажные штуцеры; 4 — патрубок
подсоединения трубопроводов теплоносителя; 5 — входной коллектор теплоносителя; в — поверхность
иагрева; 7 — корпус парогенераторов; # — выходной коллектор теплоносителя; 9 — воздушник первого
контура; 10 — жалюзийный сепаратор,
тель отдает тепло на испарение воды паросилового цикла. Охлажденный до
= 2 6 8 ° С теплоноситель главным циркуляционным насосом
возвращается в реактор.
Контур теплоносителя называется также первым контуром, а кон­
тур рабочего тела — вторым.
Количество циркулирующего теплоносителя определяется из тепло­
вого баланса:
О
(*п
*п.в)
С
(9-2)
/Уч *
О
где 1ш /п.в — энтальпия пара и питательной воды; Г) — расход пара.
На трубопроводах теплоносителя установлен компенсатор объема.
Если по какой-либо причине температура воды повышается, то объем ее
увеличивается, часть воды перетекает в компенсатор объема.
Для очистки воды — теплоносителя от продуктов коррозии и других
примесей предусматривается ионообменная установка. Вода перед по­
ступлением на очистку охлаждается 1о избежание разрушения ионообменных смол.
В парогенераторе генерируется насыщенный пар давлением 4,7 МПа
/И= 2 6 0 ° С . С учетом потери давления в паропроводах 0,4 МПа перед
турбиной имеем р0— 4,3 МПа. На один парогенератор установлено две
турбины # 3=220 МВт. Если насыщенный пар такого давления будет
расширяться до давления в конденсаторе, то его конечная влажность
составит около 18%, что недопустимо по условиям работы последней
ступени. Поэтому между Ц ВД и ЦСД устанавливается турбинный^, се­
паратор, в котором влага отделяется от пара (влажность пара за Ц В Д —
около 13%). Затем пар поступает в промежуточный пароперегреватель.
Греющей средой в нем является свежий пар.
Рис. 9-9. Принципиальная тепловая схема АЭС Колдер-лолл.
1 — реактор; 2 — парогенератор; 3 — газодувка; 4 — турбина; 5, 6 —■турбинный и тех­
нологический конденсаторы; 7 , 8 — конденсатные насосы; 9 — вакуумно-дгаэраторная
система; 10, И — доохладитель конденсата из технологического конденсатора и деаэра­
тора; 12, 13 — охлаждаю щ ая вода; 14 — отсасывающий насос к поз. 9; 15 — питательный
насос; 16, 17 — питательные клапаны контуров «высокого» и низкого давлений;
18 — редукционный клапан; 19 — фильтрационная установка; 20 — первая ступейй^ЭКономайзера; 21 — испаритель низкого давления; 2 2 — барабан-сепаратор низкого давле­
ния; 2 3 — насос принудительной циркуляции низкого давления; 2 4 — пароперегреватель
низкого давления; 25 — вторая ступень экономайзера; 26 — испаритель «высокого»
давления; 2 7 «— барабан-сепаратор «высокого» давления; 28 — насос принудительной
циркуляции «высокого» давления; 29 — пароперегреватель «высокого» давления.
Схема АЭС с газографитным реактором показана на рис. 9-9. Осо­
бенность этой схемы состоит в том, что в парогенераторе получают пар
двух давлений. В области высоких температур генерируется пар повы­
шенного давления, а в области более низких температур — пар низкого
давления. Поскольку со снижением давления понижается температура
кипения, то благодаря контуру низкого давления становится возмож­
ным понизить температуру теплоносителя (газа) за парогенератором.
Это необходимо для уменьшения мощности газодувки, перекачивающей
теплоноситель. Мощность газодувки (компрессора):
ЛГ, = Сср ( и + 273) [ ( р 7 р ' ) ~ - 1] — ,
Лг
(9-3)
где 1\ — температура теплоносителя перед газодувкой, равная его тем­
пературе за парогенератором; р', р" — давление газа на входе в газодувку и на выходе из нее; т^г — к. п. д. газодувки; С=(}/ср(1'т — ?’)
расход теплоносителя [см. равенство (9-2)]; ф — количество тепла, вос­
принятого газом; — температура газа за реактором.
Подставляя значение О в равенство (9-3), получаем:
(т+ 273
Г
Я
1т - ‘т
к—I
Пг
Из этого равенства видно, сколь существенно влияние
на мощ­
ность газодувки. Действительно, если
= 3 5 0 °С, а / ' = 150°С, то из
(9-4) получим:
к—\
1
Мг = — <Эш т к - 1
200
Лг
Если же принять / ’ = 3 5 0 °С , но Щ = 2 0 0 °С , то
к—1
т/тК- 1
1
ЬI —/ч к
1 СТА
^ I- л#
гг
*
л
у
рщ#
Иь .^1ШьШК ш *ч:
что в 1,4 раза больше, чем в первом случае. Но даже и при низкой тем­
пературе газа за парогенератором значение Л/г весьма велико: на АЭС
Колдер-Холл (Англия) на привод газодувки расходуется 17% генери­
руемой мощности. В этом один из недостатков АЭС с газовым теплоно­
сителем.
Совершенствование газографитных реакторов позволит поднять тем­
пературу теплоносителя д о ■=650—670 °С. В этом случае не только
уменьшится мощность газодувки (возрастает делитель Щ — / ”), но и
будет возможность получить перегретый пар высокого давления.
.
9-3. ВОСПРОИЗВОДСТВО ЯДЕРНО ГО ГОРЮЧЕГО
РЕАКТОРЫ-РАЗМНОЖИТЕЛИ
Нейтроны в реакторах захватываются не только ядрами 1Я35, но и
ядрами 1Я38:
О838 -}- п -> 1Р39 + у - излучение;
91
■нМИН
О 238 -» Ыр239 + (3- частица;
^р2392-3_дияри239
^
(9-5)
р . Частица.
Конечный продукт Ри239, так же как и и 235, при захвате нейтрона
делится с выделением большого количества энергии и образованием
вторичных нейтронов деления. Таким образом, в реакторе идут два про­
цесса: распад 1]Щ и синтез нового ядерного горючего Ри 239 из ядер Ц238.
Количество образующихся ядер Ри 239 на одно распавшееся ядро 1Я35
называется к о э ф ф и ц и е н т о м в о с п р о и з в о д с т в а и обозначается
/Св. В реакторах на тепловых нейтронах можно получить /Св= 0,6-т-0,7.
Но существует возможность создать реакторы с /Св>1, т. е. получить
нового ядерного горючего больше, чем его- использовано, за счет пре­
вращения О 238 в плутонии. Реакторы, в которых идет такой процесс, на­
зываются р е а к т о р а м и-р а з м н о ж и т е л я м и . В этих реакторах ней­
троны должны иметь энергию Е п— 0,1 -т-0,4 МэВ, поэтому они называ­
ются реакторами на быстрых нейтронах, в отличие от реакторов на
медленных нейтронах, где Еп= 0 ,0 2 5 эВ.
При захвате ядром (У235 нейтрона с энергией 0,1—0,4 МэВ количест­
во образующихся вторичных нейтронов, способных вызвать новое деле­
ние ядер, в 1,5 раза больше, чем при Е п= 0 ,0 2 5 эВ. Эти избыточные
нейтроны и расходуются в реакции (9-5). Однако при высоких энергиях
вероятность реакции (9-1) снижается, а без протекания этой реакции
невозможно превращение (9-5), так как не будет источника нейтронов.
*
На стрелках указано время полураспада. Ыр2зв (нептуний) и Ри239 (плутоний) —
искусственные трансурановые радиоактивные элементы.
Чтобы повысить вероятность реакции (9-1), необходимо в десятки
раз увеличить концентрацию ядер II 236 в зоне реакции. Д ля этого в ка­
честве горючего используют уран, обогащенный изотопом II235, и актив­
ную зону делают очень компактной. Замедлитель в реакторах на быст­
рых нейтронах не нужен. Снижение энергии нейтронов до 0,1— 0,3 МэВ
происходит за счет столкновения с ядрами урана. Отражатель изготов­
ляется из II238. Попадая в отражатель, часть нейтронов захватывается
его ядрами, и протекает реакция (9-5). Другая часть нейтронов возвра­
щается в активную зону и вступает в реакцию (9-1) с 1Я35. Из-за высо­
кой концентрации делящегося материала существенно возрастают теп-
Рис. 9-10. Принципиальная тепловая схема Шевченковской
с реактором на быстрых нейтронах.
АЭС
^ реактор; 2 — промежуточный теплообменник; 3 — насос первого контура?
4 — насос второго контура; 5 — испаритель; 6 — пароперегреватель; 7 ~ - противодавленческая турбина; 8 — опреснительная установка; 9 — РОУ; /0 — техноло­
гический конденсатор; 11 — конденсатный насос; 12 — деаэратор; 13 — питатель­
ный насос; 14 — регенеративный подогреватель; 15 подвод инертного газа;
16 ~ питательные трубопроводы; 17 — паропроводы; 18, 19 — трубопроводы нат­
рия первого и второго контуров.
ловыделения в единице объема. Необходимо поэтому интенсифициро­
вать и отвод тепла. Этого можно добиться, используя в качестве
теплоносителя расплавленный натрий, с помощью которого можно от­
водить большие тепловые потоки. Но применение расплавленного ме­
талла усложняет схему АЭС, поскольку он может застыть и, кроме то­
го, обладает высокой химической активностью.
Схема АЭС с реактором-размножителем и натрием в качестве тепло­
носителя показана на рис. 9-10. Натрий, циркулирующий в реакторе,
имеет повышенную радиоактивность. Если его направить в парогенера­
тор, то в случае разрыва трубок протекала бы бурная реакция натрия с
водой. Поскольку натрий радиоактивен, такая авария привела бы к
выбросу радиоактивных продуктов реакции в помещение, что недопу­
стимо. Поэтому передача тепла от радиоактивного натрия к рабочему
телу осуществляется с помощью промежуточного теплоносителя, кото­
рый нагревается в теплообменнике 2 и затем отдает тепло в парогенера­
тор. В качестве теплоносителя в промежуточном контуре также исполь-
зуется натрий, нс> здесь он уже не является радиоактивным, и авария
не будет опасной в отношении радиации. Схемы с промежуточным
теплоносителем называются трехконтурными и состоят из контура теп­
лоносителя, контура промежуточного теплоносителя и контура рабоче­
го тела. На Шевченковской АЭС с реакторами на быстрых нейтронах
отработавший в турбине пар используется в установке опреснения мор­
ской воды.
г
ВОПРОСЫ
1. Напишите реакцию, в результате которой высвобождается ядерная энергия.
*
^то произойдет, если из *у вторичных нейтронов в реакцию с 1Я35 будет в сред­
нем вступать менее одного нейтрона и более одного нейтрона?
3. В чем преимущества и недостатки одноконтурных АЭС?
4. В результате какой реакции происходит воспроизводство ядерного горючего?
5. Какие требования предъявляются к теплоносителю в реакторах-размножителях?
\
Глава десятая
ГАЗОТУРБИННЫЕ, ПАРОГАЗОВЫЕ
И МАГНИТОГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
10- 1. ГАЗОТУРБИННЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
В газотурбинном агрегате (рис. 10-1) атмосферный воздух с парамет­
рами р& и Га забирается-компрессором и сжимается от давления
( 10- 1)
Р; = Р . - Д Р «
до конечного давления р^.
Здесь Арк — потеря давления на входе в компрессор; обычно Дрк=
= 0,02 р Л.
На сжатие 1 кг/с воздуха расходуется мощность
1
к
“ 'к . а
ПаЛм
»
( 10-2)
где
Г
а , к . . = = С р 7 ’а 1 ( Р > к ) * ~ Ц
(Ю -З)
— удельна работа сжатия в изоэнтропийном процессе; т1а = # а / # * —
адиабатический к. п. д. компрессора, равный отношению изоэнтропийного (адиабатического) приращения энтальпии при сжатии Я а к дей­
ствительному приращению энтальпии Нл (рис. 10-2 ).
Из компрессора воздух поступает в камеру сгорания, в которой на
1 кг/с воздуха сжигается Ь кг/с топлива, а продукты сгорания с темпера­
турой Т'т и давлением р'т = р к’ — Ар к.с поступают в турбину (Дрк. с =
= 0,03 р"к — потеря давления в камере сгорания и в трубопроводах от
компрессора к турбине).
Мощность турбины на 1 кг/с воздуха:
Щ — (1 + Ь) щ .Лг|0< ци,
(Ю-4)
где
с„
г Т 'А 1 - { М “ 1
удельная работа расширения при 5 = со п з 1; срг — теплоемкость продук­
тов сгорания (газов); х — показатель адиабаты продуктов сгорания;
®>т. а
р
Ра+Дрт — давление за турбиной; До
ном тракте турбины:
Ая
потери давления в выхлоп-
0,02 в,.
Мощность генератора при расходе воздуха через компрессор О, кг/с:
А = (ш- —• Ш—
/« л л
И>к)^И
( 10-6 )
Количество тепла, подведенного к рабочему телу в камере сгорания:
*с,*
р* (1
\ +I -Ъ)
/ Т
- *
в этом равенстве
(10-7)
—температура воздуха за компрессором:
П
тк
Ср т л , Ттл
тгл] о,
Ьс тл д Т4у М,
"У'р
ср Т
к
-р
- и
XVа.к
( 10-8)
СрГ\
теплоемкость и температура топлива
Рис. 10-2../, 5-диа­
грамма
процесса
сжатия в компрес­
соре.
Рис. 10-1. Простая газотурбинная
установка.
а —схема; б* цикл в Т , 5-диаграмме:
1 - з а б о р воздуха; 2 — компрессор;
3 —топливо; 4 — камера сгорания;
5 3 газовая турбина; 6 — выхлоп отра­
ботавших газов; 7 — генератор.
Но можно также записать:
где В
полный расход топлива; т]к.с= 0,98^0,99
рания.
Так как
(10-9)
к. п. д. камеры сго-
В
ЬС,
то из (10-7), (10-9) и (10-10) получим:
( 10- 10)
Ь
Т т+
С
с
(10-11)
__ Т
Я
т а ^ 5 о ^ о РаСЧ«Та ГТУ задаются I к и 7-т. Затем определяют Щ
а?т а
также полный расход топлива В и воздуха О из равенств (10-10) и (10-6)
Коэффициент п п п о о и л г л
__ ^
4
'
"
/•
N
( 10- 12)
<?„РД
ГТУ, выполняемые по схеме рис. 10-1, называются простыми
Н а рис. 10-3 показана схема ГТУ с регенерацией. Воздух после комР .С О П Я П П П У П Т Т И 'Г П О П О О
прессора проходит через регенератор
котором нагревается теплом
п
л
г
а
т
т
л
л
___
________ _
_____1
- .I
.
V' Г' - - ' :
■ V*
‘ * ■*4 'Е " ?
отработавших в турбине газов. Это повышает к. п. д установки но усложняет ее.
•
но Ус
Регенеративный подогрев характеризуется степенью регенерации:
т
ар =
т
т
тК
где Т
температура газа за турбиной; Гр
духа за регенератором;
нягпрпг^ г
нагревом
конечная температура воз­
па« а ПОВЬ,шения к- п- Д- создание ГТУ с промежуточным
рабочего тела и промежуточным охлаждением воздуха
Рис. П)-3. Схема регенера
тивной ГТУ.
1—7
(10-13)
см. рис. 10-1; 8
ратор.
Рис. 10-4. Схема ГТУ с промежуточ­
ным охлаждением воздуха и проме­
жуточным нагревом газов.
ре гене-
/ — забор воздуха; 2, 3 — компрессоры низ­
кого и высокого давления; 4 — промежу­
точный охладитель: 5, 6 — камеры сгорания;
7 — топливо; 3, 9 - - турбины высокого и
низкого давления; /0 — вь:хлоп отработав­
ших газов; 11 — генератор.
(рис. 10-4). Подобные ГТУ обычно выполняются двухвальными. Чтобы
мощность, расходуемая на привод компрессора, была минимальной, дав­
ление в воздухоохладителе должно быть:
(10-14)
Давление промежуточного нагрева выбирают таким, чтобы мощ­
ности ТВД и проводимого ею компрессора были одинаковыми. Основ­
ные характеристики рассмотренных типов ГТУ приведены в табл. 10-1.
Рох = у
Р°К Р'К .
Та б л и ц а 10-1
Основные параметры и показатели ГТУ
Схема ГТУ
Параметр или показатель
Рис. 10-1
Конечное давление, МПа . . .
Температура воздуха после сжатия, вС . .
Температура перед газовой турбиной, °С .
Температура за газовой турбиной, ®С . . .
Степень регенерации.........................
Электрическая мощность, МВт . . . .
Удельный расход воздуха, кг/МДж . . .
Электрический к. п. д. . . . .
.
Удельная металлоемкость:
компрессоров и турбин, кг/кВт . . . .
регенератора, к г / к В т ..............................
0,6-- 0 ,8
240--290
750--780
|
Рис. 10-3
0,4- - 0 , 5
200--22 0
|
Рис. 10-4
2,0- - 3 ,0
240--290
750--780
340- -380
1
—
750--78 0
410--460
0,7- - 0 ,8
3 - -30
7 - -9
3 - ■15
9 - 11
50— 100
0,21- -0,24
0,24- -0 ,2 7
0,27- - 0 ,3
340--400
5 - -6
%
6—-8
5-- 7
5
яо —
__ 10
По условиям работы металла в современных ГТУ начальная темпе­
ратура газа не должна превышать 750—800° С, в то время как темпе-
ратура горения топлива при а = 1 составляет 1 700— 1 800° С. Чтобы сни­
зить температуру продуктов сгорания, поступающих в турбину, увели­
чивают избыток воздуха до а = 2,5 -т-4 .
ГТУ могут работать на природном газе или обеззоленном жидком
топливе (ванадий, содержащийся в золе, при * = 6 5 0 °С вызывает кор­
розию металла).
Наиболее совершенные ГТУ имеют удельный расход топлива, на
20—30% больший, чем у паротурбинных устано­
вок. Но в то же время они значительно дешевле.
Капиталовложения в ГТУ на 25—35% ниже, чем
в паротурбинные блоки. Поэтому их целесообраз­
но использовать для покрытия пиковых нагрузок.
Выхлопные газы ГТУ можно использовать
для подогрева воды, идущей на отопление (рис.
10-5).
10-2. ПАРОГАЗОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Установки, в которых комбинируются циклы
паровых и газовых турбин (рис. 10-6 ), называют­
Рис. 10-5 Схема ГТУ с
ся парогазовыми (ПГУ). В установках со сбро­
теплофикационной уста­
сом
отработавших
газов
ГТУ
в
топку
(рис.
новкой.
10
6
,
а)
тепло
этих
газов
используется
для
гене­
/ —7 — см. рис. 10-1; 8 — подо­
греватель воды на отрабо­
рации пара в котле, а сами газы, содержащие
тавших газах; 9, 10 — подвод
большое количество кислород
и отвод воды на отопление. пользуются вместо воздуха для горения. По­
скольку дополнительный воздух не требуется, то
и воздухоподогреватель у котлов отсутствует.
Д ля снижения температуры уходящих газов часть воды поступает в ко­
тел, минуя регенеративные подогреватели.
^Удельный расход топлива у ПГУ на 3—4% ниже, чем у паротурбин­
ной установки с теми же начальными параметрами пара.
В ПГУ с высоконапорным парогенератором (ВПГ) (рис. 10-6,6)
сжигание топлива и передача тепла происходят при весьма высоком
давлении (0,6—0,7 М П а), благодаря чему металлоемкость и габариты
парогенератора существенно меньше, чем обычного котла. Продукты
сгорания после парогенератора поступают в газовую турбину, а гене­
рируемый пар — в паровую турбину.
Охлаждение уходящих газов производится частью питательной во­
ды. Удельный расход топлива у таких установок на 4— 6 % ниже, чем
у паротурбинных блоков (при равенстве параметров пара), удельные
капиталовложения — также ниже на 8— 12%.
В СССР по этой схеме работают две установки малой мощности,
созданные для накопления опыта эксплуатации, а с 1972 г. установка
мощностью 195 МВт.
Принципиально иной тип ПГУ показан на схеме рис. 10-6, в. Пар,
получающийся в парогазогенераторе, расширяется в противодавленческой паровой турбине от начального давления (11— 13 МПа) до давле­
ния за компрессором (3 М П а). Затем этот пар возвращается в паро­
генератор, где смешивается с продуктами сгорания, и при температуре
750 С поступает в парогазовую турбину, в которой расширяется до
0,6 МПа. При этом давлении осуществляется промежуточный перегрев.
Затем рабочее тело поступает в ТНД, где расширяется до атмосферно­
го давления. Уходящая парогазовая смесь охлаждается питательной водой. Коэффициент
ПГУ со смешением на 6— 8 %
(относительных) ниже, чем паротурбинных установок, но применение
их позволяет снизить капиталовложения примерно на 25%.
а — со сбросом газов в котел; б -—с высоконапорным парогенератором; в — на парога­
зовой смеси; /—7 — как на рис. 10-1; Я — паровой котел; 0 — паровая турбина; / 0 — кон­
денсатор; 11 —• кондснсатный и питательный насосы; 12 — подогреватели низкого давле­
ния; 13 — деаэратор; 14 — подогреватели высокого давления; /5, 16 — экономайзеры*
/7 — высоконапорный парогенератор; /««— регенеративный подогреватель на уходящих
газах; 19 — насос химочищенной воды (на линии «Вода из ХВО»); 20 — парогазовая
турбина; 21 — парогазогенератор; 22 — промежуточный охладитель воздуха* 23 — топли­
во; 24 — воздух и продукты сгорания; 26 ~ парогазовая смесь,
10-3. ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
С М АГНИТОГИДРОДИНАМ ИЧЕСКИМ И УСТАНОВКАМИ (М ГДУ )
Цикл МГДУ такой же, как и ГТУ: адиабатическое сжатие и расши­
рение, изобарный подвод и отвод тепла. Но в отличие от ГТУ в этих
■установках происходит безмашинное преобразование тепловой энергии
в электрическую (рис. 10-7). Сжатый в компрессоре воздух, подогре­
тый до 1 000— 1 300°С, поступает в камеру сгорания. Образовавшиеся
в ней продукты сгорания с температурой 2 500—2 700°С становятся ио0 _____________
низированными вследствие диссоциации некоторой части газа при
столь высоких температурах. Д ля
увеличения концентрации иони­
зированных частиц в газ вводят­
ся легко ионизируемые присадки
(например, соли калия).
Ионизированный газ затем
движется в МГД-канале со ско­
ростью около 700 м/с. В магнит­
ном поле, создаваемом в канале
мощными электромагнитами, дви­
жущиеся ионизированные части­
цы отклоняются от прямолиней­
ной траектории в направлении,
Рис. 10-7. Схема магнитогидродинамической
перпендикулярном векторам ско­
установки.
рости и магнитной индукции (в
1 — топливо; 2 — воздух; 3 — бункер легко ионизи­
соответствии 'с правилом правой
руемых присадок; 4 — камера сгорания; 5 — магнитогидродинамический
канал;
6 — электроды;
руки), и попадают на электроды;
7 — магнитное поле; 8 — котел-утилизатор; 9 — па­
в цепи течет постоянны^ток. Га­
роводяные поверхности нагрева; 10 — воздухопо­
догреватель; 11 — система улавливания присадок;
зы,
выходящие
из
канала,
имеют
12 — турбина
и
генератор;
13 — компрессор;
14— вспомогательное оборудование турбоустановки,
высокую температуру (до 1 800—
2 000°С), и их тепло используют
не толь^р для подогрева воздуха, но и получения пара для паровых тур­
бин. Коэффициент полезного действия МГДУ может достичь 50—55%.
Около 50% мощности генерируется в канале, а остальное
в паровой
турбине, использующей пар, получаемый в котле-утилизаторе.
Высокий подогрев воздуха технически сложно осуществить, поэтому
для повышения температуры горения используют воздух, обогащенный
кислородом (до 50% ). В СССР созданы опытно-промышленные МГДУ,
на которых будут отработаны основные элементы схемы.
ВОПРОСЫ
1. Мощность компрессора ГТУ составляет около 70% мощности турбины. На сколь­
ко снизится мощность генератора, если к. п. д. турбины уменьшится на 1% при неизменных остальных параметрах?
2. В каком типе ПГУ частично можно использовать твердое топливо?
3. В чем сходство и различие между МГДУ и ПГУ со сбросом газа в котел?
Глава одиннадцатая
КОМБИНИРОВАННАЯ ВЫРАБОТКА ТЕПЛА И
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
11- 1. ТЕПЛОВАЯ ЭКОНОМИЧНОСТЬ ТЭЦ
В задачи энергетического хозяйства наряду с обеспечением электро­
снабжения входит также снабжение теплом промышленности и быта.
Тепло отпускается непосредственно с паром, который расходуется на
технологические нужды, и с горячей водой, которая подается на нужды
отопления, вентиляции и горячего водоснабжения
Централизованное производство тепла может осуществляться обо­
собленно от производства электроэнергии. Такая схема производства
двух видов энергии называется р а з д е л ь н о й (рис. 11- 1). При этом
кая^тянпия ? Ж ТИЧеС}Т пРедпРиятия: конденсационная электричес­
кая станция (КЭС), вырабатывающая электроэнергию, и котельная лиоо с паровыми котлами для подачи
технологического пара, либо с во­
догрейными котлами для подачи го­
рячей воды. Паровые котельные
обычно располагаются на террито­
рии промышленного предприятия,
потребляющего пар, так как эконо­
мически не оправдано подавать пар
по трубам на расстояния более 4—
6 км. Водогрейные котельные раз­
мещаются среди жилого массива и
Рис. 11-1. Раздельная схема производ­
называются районными отопитель­
ства тепла и электроэнергии.
ными котельными. Топливом для них [____________________ _____ ___
служат природный газ и мазут.
ПРИ электрической мощности N и тепловой мощности <3Т секундный
расход топлива при раздельной схеме энергоснабжения
В разд
N
Г]
КЭС
э
э
0 Р
-
+
'«к.аЧтрЧн
СаТ% <22
«кэс
Здесь *э
электрический к. п.д. конденсационной турбоустановки; г)9 .а
к. п. д. энергетического котла; т1■*°Т—
к.
п.
д.
котла
коК* 31
т|тр— к. п. д. транспорта тепла; Г1П к. п. д. по отпуску тепла
(т]п= 1, если при отпуске тепла нет дополнительных теплообменников).
Другим решением является
комбинированная выработка теп­
ла и электроэнергии осуществляемая на едином энергетическом предприятии
теплоэлектроцентрали (ТЭЦ).
Рассмотрим принципиальную
схему ТЭЦ, показанную на рис.
11-2. Пар из котла 1 поступает в
турбину 2, в которой расширяется
до давления рп, необходимого
для потребителя 3. Обратный кон­
Рис. 11-2. Принципиальная схема ТЭЦ
денсат технологического пара возс П-турбиной.
ращается на ТЭЦ и поступает в
деаэратор 4, после которого пита­
тельным насосом 5 питательная вода подается в котел.
Турбина,
которой пар расширяется не до глубокого разрежения
с последующей конденсацией, а до некоторого более высокого давления,
обычно избыточного, называется турбиной с противодавлением (П-турбина). Особенность установки с П-турбиной состоит в отсутствии поте­
ри тепла в холодном источнике, так как отработавший пар покидает
турбину, обладая достаточно высоким энергетическим потенциалом,
пригодным для практического использования. Однако теплопадение в
П-турбине значительно меньше, чем в турбине конденсационной, и со­
ответственно меньше электрическая мощность:
_
Nа
Д п
НI
Г)м Т]р —
О а (* о
1ц) *1м
П р.
( 11-2)
При этом потребитель получает тепло
<?п
вАЫ
Принимается, что весь конденсат отпускаемого потребителю пара
возвращается на ТЭЦ с энтальпией »0 .к. Если конденсат возвращается
в количестве
то
<?п
В о. к *"о.к
ф и — ДмсНх.в-
(11-4)
Это означает, что у потребителя теряется часть конденсата Оа—Оо.к,
и эта потеря возмещается добавочной водой с энтальпией гд.в, соответ­
ствующей температурному уровню окружающей среды (температура
источника водоснабжения).
Отношение величин N т^ и ($п называется удельной в ы р а б о т к о й
э л е к т р о э н е р г и и н а т е п л о в о м п о т р е б л е н и и (М Дж/М Дж)
Щ
и
э
(11-5)
<2п
Показатель э характеризует совершенство процесса выработки элек­
троэнергии на тепловом потреблении: чем выше э, тем выше электри­
ческая мощность, развиваемая на тепловом потреблении без потерь в
холодном источнике.
Подставим в (11-5) значения Л/^ и Сп:
IП
I
э
( 11-6)
Лм ЛгIП г0*К
Из (11-6) видно, что э растет с ростом начальных параметров пара,
с ростом 1^01 турбины и снижается с повышением противодавления.
тогда
личину э подсчитывают как
э
N
Р Н Спр Т)м Лг
Оп (*П --- *о-к)
Н аш р
2а,АЛ
■
(11-7)
расход пара на турбину с учетом регенеративных отборов;
приведенное теплопадение с учетом регенеративных от-
боров.
Таким образом, регенеративный подогрев повышает удельную выра­
ботку электроэнергии на тепловом потреблении.
Комбинированную выработку тепла и электроэнергии для целей цен­
трализованного электро- и теплоснабжения называют т е п л о ф и к а ­
ц и е й , а сооответствующие турбоустановки — Т е п л о ф и к а ц и о н ­
ными.
Теплофикационные П-турбины применяются тогда, когда потребле­
ние пара Дп достаточно устойчиво как в суточном, так и в годовом раз­
резе. Такое устойчивое потребление при круглосуточной работе имеют,
например, некоторые химические предприятия. Как видно из (11-2),
развиваемая электрическая мощность однозначно зависит от теплового
потребления.
\
-•
• крЩ й о ;
При переменном сутс)чном или сезонном тепловом потреблении для
покрытия переменной части графика тепловой нагрузки применяют теп­
лофикационные турбины с регулируемыми отборами и конденсацией
пара. Схема такой турбоустановки приведена на рис. 11-3. Пар из кот­
ла 1 поступает в Ц В Д турбины 2. После Ц В Д пар направляется час­
тично в регулируемый отбор к потребителю 6, частично в Ц С Д 3. Пос­
ле Ц С Д часть пара направляется во второй регулируемый отбор, ис­
пользуемый для подогрева сетевой воды в подогревателе 7, а оставшийся
пар через Ц Н Д 4 в конденсатор 5. Проточная часть подобной тур­
бины рассчитана так, что при закрытых регулируемых отборах паоа
“ОНДеНСаЦИОННОМ, Режиме можно получить номинальную мощЫ бШ Ш Ю Ш
турбине при малой загрузке теплофикационных
отборов работать по электрическому графику, т. е. развивать заданную
электрическую мощность вплоть до номинальной. Верхний регулируе­
мый отбор, предназначенный для отпуска технологического пара на­
зывается промышленным (П). Давление в П-отборе поддерживается на
уровне 1,3±0,3 или 1,0±0,3 МПа. Нижний регулируемый отбор называ­
л о ? Т Р Е Т ! * # » давление 1 нем поддерживается на уровне
' —«»■«> МПа (номинальное значение—0,12 М Па).
Пар, поступающий в турбину,
можно разделить на три потока:
в промышленный отбор (доля его
ап), в отопительный отбор (доля
его а т) и конденсационный (доля
его ак). Чем выше величины теп­
лофикационных
отборов,
тем
меньше конденсационный поток
пара, ибо они связаны между со­
бой и ограничены по величине,
так как суммарная развиваемая
мощность не может превосходить
максимально допустимую. По­
следняя для теплофикационных
турбин равна 1,2 номинальной и
достигается при максимальном
пропуске пара в голову турбины
и почти максимальном пропуске
пара в конденсатор. Минималь­ Рис. 11*3. Принципиальная схема ТЭЦ с тур­
биной
типа
ПТ.
ный пропуск пара в конденсатор
определяется величиной вентиля­
ционного пропуска через ЦНД. Для прохода вентиляционного пропуска
^к.мин достаточно зазоров при полностью закрытой поворотной диаф­
рагме на входе в ЦНД.
Наиболее экономичные режимы работы теплофикационной турбины
соответствуют минимальному конденсационному потоку пара, так как
при этом потеря тепла в конденсаторе будет минимальной.
При комбинированной выработке тепла и электроэнергии, дающей
значительную экономию топлива за счет сокращения потерь тепла в хо­
лодном источнике, получают два вида продукции: тепло и электроэнер­
гию. Для того чтобы в конечном счете рассчитать себестоимость тепла
и электроэнергии, надо распределить общую экономию топлива, дости­
гаемую в комбинированном процессе, между двумя видами продукции.
Этот вопрос может быть решен по-разному. В СССР принято такое
распределение, при котором вся экономия топлива относится к электро­
энергии, а расход топлива на производство тепла берется таким же,
как и при раздельной схеме ( 11- 1):
С?
(11-8)
<?
Чк.а
Лп <2?
Такое решение приводит к тому, что на ТЭЦ расчетные расходы топ­
лива на выработку электроэнергии значительно ниже, чем на КЭС.
Из (11-8) следует, что ч а с т н ы й к.п.д. Т Э Ц п о в ы р а б о т к е
т е п л а равен:
% Лп
Частный
к.п.д. Т Э Ц
по
выработке
(11-9)
электроэнергии
Выражение (11-10) аналогично соответствующему выражению для
КЭС. Разница в том, что г)дгэ — частный электрический к. п. д. по выра­
ботке электроэнергии — равен отношению тепла, превращенного в элек­
троэнергию, к теплу, затраченному на ее выработку:
N
ЛN9
(I
( 11-11)
9.
Пп
Здесь ($э — мощность теплового потока на турбоустановку; (?т —
мощность теплового потока, отдаваемого потребителю.
Значение г|^э можно также записать, пользуясь названными выше
потоками пара: _____ _______
»' ,г .
» *%. •’
[«п («е ~ »'п) + « т (|о ~ <т) + « к Оо — »к)1 Лм Пг
Члгэ
“ПВ IУ 1Ш(*о111«к(I - В
( 11-12)
Из выражения (11-12) можно найти значение щ ! для П-турбины,
приняв а к= 0 . Тогда получаем:
(11-13)
ЧмЛг^N3
При значениях а к^ а к мин 1')яэ<'П^э • Из выражения (11-12) видна
эффективность режимов с малым а к.
Очевидно, минимальный удельный расход условного топлива на ки­
ловатт-час может быть достигнут на ТЭЦ с П-турбинами:
Ьп
ит
3 600
0,123
(11-14)
29 330Лм 1 Т1к.а % р
При т)*
0,9; 'ПмЛг=0,98; г]тр= 0 ,9 8 имеем 6"
0,143 кг/кВт-ч.
Следует отметить, что г|^э — ^ мт1г и не зависит ни от совершенства
проточной части турбины, ни от уровня начальных параметров, а пото­
му не позволяет сравнивать П-турбины между собой по тепловой эконо­
мичности. Д ля сопоставления П-турбин удобно воспользоваться покаЭт>
Этт
ход тепла (кДж) при отпуске (2Т= 1 М Дж:
I
10®+
3+
10
II
+
(11-15)
I
II
(11-16)
КЭС
Поскольку обязательными условиями сопоставления энергетических
установок являются равные тепловая и электрические мощности, рав­
ный отпуск тепла и электроэнергии, в выражение для Щ добавлен член
(Э1—Эп)/,п эКЭС. Этот член означает расход тепла на замещающей кон­
денсационной электростанции на выработку электроэнергии Ц—эц, не­
обходимой для приведения второго варианта к равной выработке элек­
троэнергии с первым вариантом.
Из (11-15) и (11-16) следует, что
II
ЭI
э
1
1
| | Так как Л э к э с ^
пРи Э1> э п . всегда С?п—| | > 0 , т.е. экономич­
нее та П-установка, которая имеет большую величину э.
во^д°протечек°паоаЫ^ п м ЛуТНеНИЙ ТУРбИНЫ И на главные л е к т о р ы . ОтВ ко нд е нс а то пя V ™ п У лотнения турбины показан на рис. 116.
пучки в котооыр мпж1
имеются встроенные теплофикационные
трехступенчатый п о д о гр еГ Х тев^Г во д ы 81Та
ж и „ „ м работы тур6иныР е
^ л Г о 1 Во й Т Г Т
При этом полУчается
Г ' ПР" реЖ“ е с пР°™ водавле„неТп?оток Г р
мы полностью ,ДЬ' Чере3 конденсатоРы прекращен, поворотные диафраг­
мы полностью закрыты и застопорены в таком положении. На режим
Ро = /2,75 МПа ( 130кгсIсм г\
2
т
в баи низних
точе*
Рис. 11-6. Принципиальная тепловая схема турбоустановки Т-100-130.
с противодавлением переходят после того, как будут полностью загру­
жены отопительные отборы. В конденсаторах устанавливается ухуд­
шенный вакуум в соответствии с температурой сетевой воды после теп­
лофикационных пучков, которая не должна превышать 70 °С.
Дальнейшее повышение единичных мощностей теплофикационных
турбин связано с работами Уральского турбомоторного завода (ТМЗ)
создавшего также и турбину Т-100-130.
Разработана турбина ПТ-135-130 с промышленным и двумя отопи­
тельными отборами (по типу Т-100-130).
Особый интерес представляет турбоустановка Т-250-240, предназна­
ченная для отопительных ТЭЦ. При создании этой турбины были при­
менены два отопительных отбора подобно турбине Т-100-130. Вместе с
тем были применены промежуточный перегрев пара и закритическое
начальное давление пара (23,5 М Па). ЦВД турбины был выполнен по­
добно ЦВД турбины К-300-240, что позволяет применять для блока с
Т-250-240 те же типы котлоагрегатов, что и для конденсационных бло­
ков 300 МВт.
Принципиальная тепловая схема блока с турбиной Т-250-240 при­
ведена на рис. 11-7. Турбина — четырехцилиндровая, имеет один Ц В Д
два ЦСД и двухпоточный ЦНД. ЦВД — такой же, как у турбины
К-300-240. После ЦВД пар направляется на промежуточный перегрев
после которого поступает в ЦСД- 1. Применен паровой привод питатель-
ного насоса. Пар из противодавления приводной турбины питательного
насоса поступает в ЦСД-П, из которого осуществляются оба отопитель­
ных отбора, а регулирующие поворотные диафрагмы, как и у турбины
Т-100-130, помещены в ЦНД. Схема регенеративного подогрева подоб­
на схеме турбины К-300-240 ЛМ З, а схема подогрева сетевой воды по­
добна схеме турбины Т-100-130. Поскольку начальное давление пара —
сверхкритическое, применяется прямоточный котлоагрегат, требующий
33,5 т/ч
754/ 77/ V
32,Вт/ч
5390тМ>
Рис. 11-7. Принципиальная тепловая схема турбоустановки Т-250-240 (давление дано
в кгс/см2) .
100%-ной очистки конденсата. Однако положение осложняется тем, что
в теплофикационных турбинах при полных загрузках отборов 90% кон­
ден сата— это конденсат сетевых подогревателей, имеющий температуру
до 110°С, тогда как фильтры установки обессоливания для конденса­
ционной турбины в настоящее время допускают температуру до 45 °С.
В данном случае возможны два решения:
1. Использовать обычную конденсатоочистку после I ступени конденсатных насосов, а конденсат сетевых подогревателей предваритель­
но охлаждать в специальном теплообменнике основным конденсатом и
сливать в конденсатор турбины для доохлаждения. Это решение услож­
няет установку и связано с потерями тепла в конденсаторе.
2. Конденсатоочистку включить в линию основного конденсата пос­
ле подвода в нее конденсата сетевых подогревателей с температурой
до 110°С. Д ля этого й^до иметь специальные фильтры, допускающие
такую температуру. Такие фильтры намывного типа уже опробованы
и готовятся к серийному выпуску.
11-3. ПОЛНАЯ ТЕПЛОВАЯ СХЕМА ТЭЦ
Полная тепловая схема ТЭЦ является обычно схемой с поперечны­
ми связями, поскольку промежуточный перегрев пара на ТЭЦ пока не
применяется. Исключение составляют блоки с турбинами Т-250-240.
Главные паропроводы ТЭЦ выполняются по секционной схеме с пе­
реключательной магистралью, которая была рассмотрена выше (гл. б).
Такая схема для ТЭЦ представляет определенные преимущества с точ­
ки зрения надежного обеспечения тепловой нагрузки потребителей.
Параллельное включение котлов по свежему пару позволяет включить
Рис, 11-8. Схема трубопроводов сетевой воды на ТЭЦ.
в схему при необходимости резервный котел или использовать имею­
щийся скрытый резерв по паропроизводительности котлов, подключить
к переключательной магистрали необходимые РОУ или БРОУ для ре­
зервирования потребителей технологического пара на случай выхода из
строя одной из турбин, маневрировать котлами при изменении общей
паровой нагрузки.
Выше уже были рассмотрены элементы полной тепловой схемы не­
блочной ТЭС (см. рис. 6-4, 6-7, 6-9), которые полностью применимы к
ТЭЦ. Здесь рассмотрим некоторые узлы полной тепловой схемы, при­
сущие именно ТЭЦ. Сюда относятся трубопроводы сетевой
воды
вместе
В
с сетевыми подогревателями и пиковыми котлами и узлом подпитки
тепловой сети.
На рис. 11-8 представлена схема трубопроводов сетевой воды на ото­
пительной ТЭС с турбинами Т-100-130!
По обратным магистралям сетевая вода возвращается на ТЭЦ в ма­
гистраль обратной сетевой воды ТЭЦ (Л ). Эта магистраль является об­
щей для всей ТЭЦ. Подпиточная химочищенная вода деаэрируется в
атмосферном деаэраторе 2 и подпиточными насосами 3 (два рабочих,
один резервный) через регулирующий клапан 1 подается в магистраль
обратной воды. Подкачивающие насосы 4 прокачивают сетевую воду
через систему подогревателей: теплофикационные пучки в конденсаторе
5, нижний сетевой подогреватель 6 и верхний сетевой подогреватель 7.
«-.атем вода поступает во всасывающую магистраль сетевых насосов
После сетевых насосов 8 имеется напорная магистраль сетевой во­
ды (/ ), от которой сетевая вода подается на питательную магистраль
Д пиковых водогрейных котлов 9. После пиковых водогрейных котлов
сетевая вода поступает в подающую станционную магистраль Е л из ко­
торой распределяется по радиусам тепловой сети. Таким образом, каж ­
дая турбина Т-100-130 имеет свою сетевую подогревательную установку,
которая работает изолированно от соседних с тем, чтобы через СП1 и
С 2 проходил один и тот же расход воды. Вместе с тем имеется ряд
секционированных магистралей Л, />, 5 , Г, Д, Я, позволяющих перерас­
пределять сетевую воду между установками. Все элементы имеют об­
водные линии, позволяющие менять схему подогрева и осуществлять
при необходимости одноступенчатый, двухступенчатый и трехступенчатыи подогревы сетевой воды.
I
11-4. ВЫ БОР ОСНОВНОГО И ВСПОМ ОГАТЕЛЬНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ ТЭЦ
При выборе оборудования ТЭЦ основным определяющим фактором
является характеристика заданной тепловой нагрузки. Тип турбины
прежде всего определяется характером тепловой нагрузки. При техно­
логической нагрузке устанавливаются турбины типа ПТ и П-турбины.
Р: например, Р-50-130-13— это турби­
на с регулируемым противодавлением 13 кгс/см 2 (1,275 М П а), на на­
чальное давление 130 кгс/см 2 (12,7 М П а), с номинальной электрической
мощностью 50 МВт. Отбор П используется для покрытия технологичес­
кой нагрузки, отбор Т — для подогрева химически очищенной воды и
для покрытия тепловой нагрузки с горячей водой на промышленные
и бытовые нужды. Базовая часть технологической нагрузки может по­
крываться паром от турбин с противодавлением. Поэтому для ТЭЦ
промышленного типа применяется сочетание турбин Г1Т и турбин Р
Например, ЭХПТ-60-130 и ЭХР-50-130. К этому комплекту турбин
может добавляться турбоустановка Т -100-130 для покрытия отопитель­
ной нагрузки.
чч
^
Выбор числа и производительности параллельно работающих котлов осуществляется по максимальному потребному расходу пара. При
подсчете последнего надо учесть не только расход пара на турбины, но
и потребный отпуск пара через РОУ. Так, для нефтеперегонных заводов
помимо основной нагрузки по пару с давлением 1,2— 1,5 МПа требуется
некоторое количество технологического пара с давлением 3,5 и 10,0 МПа.
Число и производительность котлов должны быть выбраны таким
образом, чтобы при выходе из работы одного котла, оставшиеся, вклю­
чая и пиковые водогрейные, обеспечивали максимально длительный от­
пуск пара на производство и средний за наиболее холодный месяц отпуск тепла на о топление, вентиляцию и горячее водоснабжение^ при
этом для ТЭЦ, работающих в энергосистеме, допускается снижение
электрической мощности на величину 10%.
Поскольку пиковые водогрейные котлы выбираются по расчетной
наружной температуре, то при любой более высокой наружной темпе­
ратуре имеется резерв по пиковым котлам, который и реализуется в
случае выхода из строя одного из энергетических котлов. Указанное по­
ложение о выборе числа котлов при некоторой комбинации турбин мо­
жет привести к необходимости установки резервного котла.
Тип котла выбирается в соответствии с принятым для ТЭЦ топ­
ливом.
Котельное вспомогательное оборудование выбирается так же, как
и на КЭС.
,
Для чисто отопительных ТЭЦ, которые строятся для обеспечения
теплоснабжения больших городов, определяющей величиной является
заданная максимальная тепловая нагрузка по сетевой воде 2 (3м . Для
выбора числа турбин задаются величиной коэффициента теплофикации
а ТЭц • Последний представляет собой отношение суммарной номиналь;V
I
4
кой тепловой мощности отборов турбин К З т к
I
I
кЬ
I
}
I, ' I * 5
атэц = ~ й г ~ '
На основании проведенных технико-экономических исследований ре­
комендуется принимать а тэц =0,5~-0,6.
Пример. Задано
= 0 ,5 . Тогда имеем:
. • • •- .
!.Ц ■
I
= 2 000 МВт. Для Т-100-130 С}? = 200 МВт. Задаемся а тад =
.
> :
^
2 <2и = а
1
Щ
в = 0,5-2000 = 1000 МВт.
Число турбин Т-100-130 составит » = 1 000/200=5. Принимаем 1= 5.
Пиковые водогрейные котлы выпускаются на тепловые мощности 116 и 208 МВт.
Принимаем к установке ПТВ-208.
Сетевые подогреватели на ТЭЦ выбираются для каждой турбоуста­
новки отдельно в соответствии с принятой тепловой нагрузкой отопи­
тельных отборов. При этом общая паровая магистраль для пара отопи­
тельного отбора 0,12 МПа не предусматривается. Рекомендуется уста­
навливать две ступени основных сетевых подогревателей с обеспечением
одинакового расхода сетевой воды через обе ступени подогревателей.
Установка пиковых сетевых подогревателей, питаемых паром от про­
мышленного отбора или от РОУ, не рекомендуется, так как более эко­
номичным решением является установка пиковых водогрейных котлов.
Для турбин, имеющих только отопительные отборы (Т-100-130,
Т-250-240), сетевые подогреватели горизонтального типа поставляются
турбинными заводами в комплекте с турбиной. Нижний сетевой подо­
греватель рассчитывается на номинальную тепловую мощность отбо­
ров, так как при подогреве сетевой воды до 75 °С, что может иметь ме­
сто летом, разрешается только одноступенчатый подогрев.
Сетевые подогревательные установки требуют применения конденсатных насосов сетевых подогревателей, сетевых насосов (при двухсту­
пенчатом подогреве — насосов I ступени или подпорных и основных
сетевых насосов) и подпиточных насосов. Конденсатные насосы сетевых
подогревателей при двухступенчатом подогреве выбираются с резерв­
ным насосом для первой ступени подогрева. При одноступенчатом по­
догреве устанавливаются два конденсатных насоса без резерва.
Сетевые, подпорные и подпиточные насосы выбираются в соответ­
ствии с гидравлическим расчетом и режимом работы тепловых сетей с
учетом летнего режима работы. Предусматривается установка резерв-
ных подпорного и подпиточного насосов, по одному на каждые пять
рабочих насосов. При этом рекомендуется при постепенном и длитель­
ном развитии системы теплофикации проверять целесообразность уста­
новки временных сетевых насосов или временных приводных электро­
двигателей с уменьшенным числом оборотов или колеса с меньшим
диаметром для промежуточного этапа развития системы с последующей
заменой их на более мощные, соответствующие конечному развитию.
а IЭ Ц суммарная производительность деаэраторов выбирается по
максимальному расходу питательной воды. Суммарный запас питатель­
ной воды в баках основных деаэраторов должен составлять для ТЭЦ
не менее 15 мин. При наличии на ТЭЦ атмосферных деаэраторов все
аэрированные потоки с температурой выше 50 °С должны направляться
в - д е а э р а т о р ы , а с более низкой температурой — в конденсаторы
В
установках
без
атмосферных
деаэраторов
все
аэрированные
по1
/Т
71Г\ 7Т\1/ Т_Т1_Т Т1 г*гч гг ▼
тт»
токи должны вводиться
цикл через конденсатор, где производится
первая ступень деаэрации.
Д ля хранения запаса питательной воды используются баки запаса
обессоленной воды. На ТЭЦ устанавливаются три бака по 500 м3. На
, § Ё | с тУРбинами Т-250-240 устанавливаются три бака емкостью по
^ • ^Д ин из баков предназначен для сбора загрязненного конден­
сата. Недукционно-охладительные установки, предназначенные для ре­
зервирования регулируемых отборов пара для производства, устанавлива­
ются по одной для данных параметров пара с производительностью,
равной отбору одной турбины. РОУ для резервирования отопительных
отборов не устанавливаются. Поэтому при выходе из строя одной туроины 1сЩ должна обеспечить тепловую отдачу не менее 80% макси­
мальной.
Водоснабжение для ТЭЦ выбирается по летнему режиму яри 1
ствии отопительной нагрузки. В качестве расчетной принимается тем­
пература охлаждающей воды 20 °С. Предельной температурой охлаж да­
ющей воды принимают 33 °С с тем, чтобы абсолютное давление в кон­
денсаторе не превышало 0,015 МПа. Д ля отопительных и промышлен­
ных ТЭЦ обычно принимается оборотная система водоснабжения с
установкой градирен. Циркуляционные насосы, по два на турбоусгановку, устанавливаются обычно в машинном зале. Иногда применяют цент­
ральную насосную.
ВОПРОСЫ
?,авен частный электрический к. п. д. для П-установки? Как сравнивать
между собой П-установки по тепловой экономичности?
2. Как сопоставить ТЭЦ с теплофикационными турбинами е регулируемыми отборами пара и раздельную установку по расчетным затратам?
3. Как сопоставить по расчетным затратам ТЭЦ с паропреобразователями и ТЭЦ
с обессоливающей установкой?
4. В чем состоят особенности тепловой схемы турбоустановки Т -100-130?
5. В каком случае на ТЭЦ следует предусматривать резервный котлоагрегат?
о. почему на ТЭЦ сохраняется неблочная схема паропроводов?
грузке?
выбиРать число турбоагрегатов при заданной максимальной тепловой наI ^
^
±
Г *ГД
^
т
Т
*
X
-
Глава двенадцатая
ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ И ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ
12- 1. О П Р Е Д Е Л Е Н И Е ТЕПЛОВЫХ НАГРУЗОК
Выше уже указывалось, что тепло отпускается либо для технологи­
ческих целей (преимущественно с паром, но также и с горячей водой)
либо для бытовых нужд (с горячей водой).
ехнологические потребители являются, как правило, круглогодовы­
ми и имеют преимущественно ровный суточный график нагрузки (неф­
теперегонные заводы, химическая промышленность и др.)* Некоторые
предприятия работают в две смены и имеют соответствующий график
нагрузки с ночным провалом. Для подачи пара технологическим потре­
бителям обычно применяется однотрубный паропровод надземной про­
кладки. Для возврата конденсата после каждого теплообменника у
потребителей предусматривается конденсатоотводчик, после которого
конденсат поступает в конденсатосборник; из последнего конденсат заби­
рается насосом и подается в кондеисатопровод, по которому и поступает
на 1.3Ц. Следует применять непрерывную откачку конденсата. Во из­
бежание кислородной коррозии кснденсатопроводов применяют закры­
тые конденсатосборные установки, в которых попадание воздуха исклю­
чается созданием избыточного давления посредством паровой подушки.
В установках сбора конденсата осуществляется контроль за его ка­
чеством с помощью солемеров, которые могут давать команду на ос­
тановку перекачивающих насосов в случае превышения нормы загряз­
нения конденсата.
~
Давление и потребное количество технологического пара определя­
ются на основании норм и тепловых расчетов теплообменников у потре­
бителей. Давление отпускаемого от ТЭЦ пара выше давления у потре­
бителя на величину гидравлического сопротивления подающего паро­
провода. Диаметр паропровода выбирается на основании технико-эко­
номических расчетов. Снижение диаметра паропровода уменьшает его
стоимость, но увеличивает гидравлическое сопротивление, а следова­
тельно, повышает давление параг отпускаемого от ТЭЦ. Это последнее
обстоятельство снижает удельную выработку электроэнергии на тепло­
вом потреблении, что, как уже указывалось выше, приводит к пережо­
гу топлива. Экономически наивыгоднейший диаметр паропровода нахо­
дится по минимуму расчетных затрат на всю установку.
К бытовому потреблению тепла относятся отопление, вентиляция и
горячее водоснабжение. Потребление тепла на нужды отопления и вен­
тиляции носит сезонный характер.
Отопление действует в холодное время года в течение отопительно­
го сезона. Начало отопительного сезона определяется снижением сред­
несуточной температуры наружного воздуха ниже + 1 0 °С в течение
трех суток подряд. Аналогично определяется и окончание отопительно­
го сезона, только принимается во внимание повышение наружной тем­
пературы. Согласно санитарно-гигиеническим нормам температура
внутри жилых помещений
должна поддерживаться на уровне + 18°С ,
в школах, детских садах, поликлиниках и больницах + 2 0 °С, в общест­
венных зданиях + 1 6 °С .
Через отопительные приборы необходимо передать столько тепла,
сколько теряет здание посредством теплопередачи через наружные ог­
раждения, т. е. компенсировать тепловые потери (?т. Величина послед­
них зависит от кубатуры здания по наружному обмеру V , м3, и от раз­
ности внутренней и наружной температур (/в—^н):
^т ^ ХоУ Ув
и
( 12- 1)
где х 0 — отопительная характеристика здания, представляющая потери
тепла теплопередачей через наружные ограждения здания при / в—
1К, отнесенные к 1 м3. Приблизительно для производственных зданий
лго=0,50-7-0,85 Вт/(м 3-К). Для жилых зданий х 0 подсчитывается по эм­
пирической формуле ВТИ:
*о
~
в /,—
У У
9
(12 2)
где а =====1,6 при толщине наружных стен 2,5 кирпича и двойном остекле­
нии и а== 2,0-т-2,2 для крупноблочных зданий из сборного железобетона.
Расчетный расход тепла на отопление (^0 подсчитывают в ваттах
по ( 12- 1), подставляя (в— (и, где (н — расчетная наружная температу­
ра, равная средней температуре наиболее холодной пятидневки из
восьми наиболее холодных зим за пятидесятилетний период. Принятые
значения расчетных наружных температур для различных городов мо­
жно найти в справочниках. Так, например, для Москвы /' = _26 °С
для Харькова — 22, для Ташкента — 13, для Красноярска —40 °С.
Рис. 12-1. Суточный график нагрузки
горячего
водоснабжения
жилого
района.
Рис. 12-2. График тепловой нагрузки
в зависимости от / н (а) и график
тепловой нагрузки по продолжитель­
ности (б\.
2000
ШО
6000 ч
°)
Расход тепла на вентиляцию подсчитывается из выражения
$ ъ = Х в У ( 1 в — (а).
( 12-3)
Здесь эСв вентиляционная характеристика здания В т/(м 3-К). Значения ее приведены в справочниках.
т е Расчетная наРУжная температура для вентиляции принимается вы­
ше, чем для отопления.
для Москвы Снв = 1 5 ,2 °С .
Потребление тепла на горячее водоснабжение является круглогодо­
вым, однако средняя нагрузка летом по сравнению с зимней снижа-
Я
а
Й
М
М
На 20~ 25% - ГрафИК НаГРУЗКИ Ш Ш водоснабжения
в течение суток внешне подобен графику электрической нагрузки (рис
12- 1). Ночью имеет место глубокий провал, затем утром — пик нагрузиагп Л К0ТЖ ЫМ В
н
„дневн0Й провал примерно до среднесуточной
нагрузки <2Г и вечернии пик. Суточные графики нагрузки горячего
водоснабжения различны для разных дней недели. Особенно высокий
вечернии пик нагрузки в субботу.
В качестве расчетной принимают мощность теплового потока на го­
рячее водоснабжение в период вечернего максимума в предвыходной
день
На рис. 12-2 построены графики отопительной и вентиляционной на­
грузок и нагрузки горячего водоснабжения в зависимости от наружной
температуры 1Шдля случая / „ = — 30 °С.
На этом графике нагрузка горячего водоснабжения принята посто­
янной, равной (3]?. Суммированием ($09 (2в, Я? получен график суммар­
ной тепловой нагрузки ^ т. К этому графику надо прибавить постоян­
ную величину тепловых потерь при транспорте горячей воды. Эти поте­
ри составляют 3—5% от максимальной суммарной тепловой нагрузки
Щ
V
На том же рис. 12-2 под графиками тепловой нагрузки нанесена
кривая продолжительности наружных температур, которая определяет­
ся на основе многолетних климатологических наблюдений. С помощью
этого графика построен график продолжительности тепловых нагрузок,
который помогает выбрать экономически наивыгоднейшие ..параметры
системы теплоснабжения и определить годовые показатели. Площадь,
ограниченная графиком продолжительности тепловых нагрузок и осями
координат, дает величину отпуска тепла за отопительный сезон С?°*с.
Отношение пи= (2 °,с/(2* дает число часов использования максимальной
тепловой нагрузки за отопительный сезон. Поскольку нагрузка горяче­
го водоснабжения принимается постоянной, годовой отпуск тепла на не­
го определяется площадью прямоугольника, равной произведению дли­
тельности отопительного сезона п0лС на величину
Величина (3°с —
—Фг #о.о равна отпуску тепла на отопление и вентиляцию за отопитель­
ный сезон.
Длительность отопительного сезона в часах принимается (укрупненно) следующая:
Для Сибири, Урала, Севера европейской части СССР
5 500
Для средней полосы европейской части СССР и се­
верной части Средней А з и и ...................................
5 ООО
Для Юга европейской части С С С Р ..............................4 ООО—4 500
Крым, Кавказ и юг Средней А зи и .......................... . 2 500—3 ООО
Более дифференцированные данные для городов СССР приводятся
в климатологических таблицах.
12-2. СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
Централизованная система теплоснабжения включает источник теп­
лоснабжения (ТЭЦ или районная котельная), трубопроводы для транс­
порта тепла (тепловые сети) и абонентские установки, потребляющие
тепло.
Рассмотрим водяные системы теплоснабжения, поскольку для целей
отопления, вентиляции и горячего водоснабжения в отечественной прак­
тике паровые системы, как правило, не применяются. Паровые систе­
мы находят применение в тех случаях, когда пар требуется одновремен­
но и для технологических целей.
Вода как теплоноситель обладает определенными преимуществами
по сравнению с паром. При подогреве воды на ТЭЦ пар расширяется
в турбине до более низкого давления, чем давление пара, отпускаемого
в тепловую сеть. Это объясняется потерями давления в паровой сеги.
В результате более глубокого расширения пара в турбине возрастает
удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении. Однако
из этого выигрыша мощности следует вычесть мощность сетевых насо-
сов, перекачивающих воду. При водяных системах осуществимо цент­
ральное регулирование тепловой нагрузки. Конденсат греющего пара
сохраняется на ТЭЦ, в результате чего отпадает проблема восполнения
внешних потерь коненсата, о которой говорилось выше (см. гл. 11). Во­
дяные системы способны аккумулировать значительное количество теп­
ла, что благоприятно с точки зрения регулирования.
Однако водяные тепловые сети в эксплуатации сложнее паровых
из-за большей по сравнению с паром (в 20—40 раз) плотности теп тоносителя.
?!
■
Рис. 12-3. Схема закрытой системы теплоснабжения (О, В, К — см. рис. 12-6).
В Ш И В 12"3 пРиведена схема закрытой системы теплоснабжения,
лвиж ение воды в системе осуществляется с помощью сетевого насоса /
^ г п “ 1 ВЛеННОГо
Ш Ш Ш
осуществляется в сетевых по­
догревателях 2 отборным паром и в пиковых водогрейных котлах 3
§й Ш Щ Щ В°Да постУпает в подающую линию 4. К последней подклю­
чаются абонентские установки отопления, вентиляции и горячего водо­
снабжения. На рис. 12-3 показаны различные арианты подключения
абонентов.
С х е м а I — схем а присоединения к тепловой сети отопительной си­
стемы промышленного предприятия. На линии к абоненту установлен
регулятор расхода 5, который получает команду по перепаду давления
в специально установленной дроссельной шайбе 6.
х ё м а II
схема совместного присоединения отопительной системы и системы горячего водоснабжения. Имеется общий ввод сетевой
воды, который затем разветвляется. Одно ответвление предназначено
для отопительной системы, работающей с постоянным расходом воды.
с*тот постоянный расход поддерживается регулятором расхода 5 Далее
установлено смесительное устройство 7, функции которого обычно вы­
полняет струнный насос — элеватор. Конструкция элеватора показана
на рис. 12-4. Вода, разгоняясь в сопле элеватора 1 инжектирует воду
из обратной линии в^ приемную камеру 2. Д алее горячая вода смеши­
вается с охлажденной водой из обратной линии в камере смешения 3 и
через диффузор 4, в котором частично восстанавливается напор воды
поступает в систему отопления. Смешение горячей воды из подающей
линии с охлажденной в отопительных приборах водой из обратной лиОПТ! т7\1/?ТГ\ ГГТТГТ
__________—
нии нужно для того, чтобы температура
отопительных приборах не
Н
а*ТЭЦ-
ЕЙ
превышала 95 °С, что диктуется санитарно-гигиеническими соображени­
ями. В подающей линии максимальная температура сетевой воды обыч­
но достигает 150 °С, иногда 130 °С. После элеватора 7 вода поступает
к отопительным приборам 8> после которых собирается в обратную ли­
нию, включаемую в магистраль обратной воды 9. По последней сетевая
вода возвращается на ТЭЦ и снова сетевым насосом подается в пода­
ющую линию. Перед сетевым насосом в обратную линию подается подииточная вода, восполняющая утечки воды в тепловой сети. Расход
подпиточной воды устанавливается
регулирующим клапаном, получаю­
щим команду по давлению в обрат­
ной линии.
Подпиточная вода — это химиче­
Щг
ЪПТТгга:
ски очищенная деаэрированная во­
ка 1
да. Обычно применяется схема Ыакатионирования или Н-катиониро*
вания (при наличии пиковых водо­
грейных котлов). Согласно ПТЭ Рис. 12-4. Конструктивная схема струй­
ного насоса (элеватора).
подпиточная вода должна удовлетворять следующим нормам: содержание кислорода
не более 0,05 мг/л, содержание взвешенных частиц — не более 5,0 мг/л, остаточная карбонатная жесткость —
400 мкг-экв/л при наличии пиковых водогрейных котлов и 700 мкг-экв/л
при их отсутствии.
На ответвлении к системе горячего водоснабжения установлен ре­
гулятор температуры 10, получающий команду по температуре водопро­
водной воды после подогревателя 11. Охлажденная в водо-водяном по­
догревателе 11 вода поступает в обратную линию. Такая схема подклю­
чения отопления и горячего водоснабжения называется параллельной.
На с х е м е III показано двухступенчатое последовательное присое­
динение установки горячего водоснабжения и отопительной установки,
получившее широкое применение. В этой схеме поток воды из подаю­
щей линии также разветвляется: один поток через регулятор расхода 5
направляется в систему о т о п л е н и ая ^другой
^ ^ ^ ^ ^ ^ ^в ^подогреватель
^ ^ ^ ^ ц ^ ^ ^ ^ ^ ^водо^^ц
проводной воды 12. Этот подогреватель является второй ступенью подогрева ) оды для горячего водоснабжения. В нем вода нагревается до
требуемой санитарными нормами температуры ЬО'Ч-,.
60 °С. ЗЗ аа подогревате­
Н Н И Ш
лем 12 на потоке сетевой воды установлен регулятор температуры 10,
после которого сетевая вода вливается в основной поток воды на отоп­
ление перед элеватором 7. В линию обратной сетевой воды включен по­
догреватель водопроводной воды первой ступени 13. Регулятор темпе­
ратуры 10 управляет пропуском сетевой воды через подогреватель 12,
прекращая его совсем в том случае, когда водопроводная вода уже в
нижней ступени подогрева нагревается до заданной температуры 60 °С.
Регулятор расхода 5 обеспечивает постоянство общего расхода воды на
абонентский ввод, получая команду по перепаду давлений в сопле эле­
ватора. Основная идея описанной схемы состоит в том, что она позво­
ляет осуществлять совместное регулирование отпуска тепла на отопле­
ние и горячее водоснабжение. При этом переменная тепловая нагрузка
горячего водоснабжения покрывается без установки аккумуляторов го­
рячей воды — за счет изменения отпуска тепла на отопление. Так, при
росте нагрузки горячего водоснабжения регулятор температуры увели­
чивает пропуск сетевой воды через вторую ступень подогрева водопро­
водной воды, в результате чего температура воды перед элеватором
снижается, а отпуск тепла на отопление при неизменном расходе сете­
вой воды сокращается. Такое кратковременное сокращение отпуска в
часы утреннего и вечернего пиков нагрузки горячего водоснабжения
возможно благодаря аккумулирующей способности зданий, сохраняюД
•
_
ших температуру в помещении. Зато в ночные часы, когда нагрузка го­
рячего водоснабжения резко сокращается (в жилых домах практически
до нуля), отпуск тепла на отопление возрастает и превышает задан­
ный. В результате получается некоторый избыточный поток, компенси­
рующий недотоп в дневные часы. В целом за сутки абонент получает
расчетное количество тепла.
пЛ„и,Л! Г«ларЯ ус„таш вке пеРвой ступени подогрева температура сетевой
обРатнои линии дополнительно снижается и вода приходит на
1гЩ С более низкои температурой, чем при параллельной схеме. При
более низкой температуре сете­
вой воды в обратной линии на
ТЭЦ, при той же тепловой на­
грузке и том же расходе воды
требуется более низкое давление
греющего пара, что увеличивает
выработку электроэнергии на теп­
ловом потреблении.
Описанные схемы присоедине­
ния отопительных систем являют­
ся з а в и с и м ы м и ,
а схемы
присоединения систем горячего
водоснабжения н е з а в и с и м ым и. Зависимой схемой присоеди­
нения называется такая схема,
в которой сетевая вода непосред­
ственно поступает в абонентские
приборы,
в
частности,
в
отопи­
Рис. 12-5. Схема открытой системы тепло­
тельные приборы.
снабжения.
Чугунные отопительную приборы допускают ядавяение
р я __
до
0,6 МПа. В
случаях, когда приходится поддерживать более В>ысоЦР
кое давление воды, применяют независимую схему присоединения (схе­
ма IV на рис. 12-3), при которой сетевая вода из подающей линии про­
ходит через водоподогреватель 14. В последнем нагревается вода цир­
кулирующая в системе отопления благодаря насосу 15.
Схема теплоснабжения на рис. 12-3 называется з а к р ы т о й , так как
системы горячего водоснабжения во всех случаях присоединены по не­
зависимой схеме. При закрытой схеме сетевая вода циркулирует в си­
стеме теплоснабжения.
Кроме закрытой применяется о т к р ы т а я система, при которой ус­
тановки горячего водоснабжения присоединены к подающей линии по
зависимои схеме.
На рис. 12-5 приведены схемы присоединения абонентов горячего
водоснабжения и отопления при открытой системе. На схеме I дано
присоединение систем отопления и горячего водоснабжения по принци­
пу н е с в я з а н н о г о р е г у л и р о в а н и я на вводе. При этом расход
воды из подающей линии на отопление поддерживается постоянным с
помощью регулятора расхода 1, а расход воды на горячее водоснабже­
ние изменяется регулятором температуры 2. Вода из подающей линии
смешивается с водой из обратной линии и при температуре 60 °С посту­
пает на водоразбор.
у
В схеме II осуществляется с в я з а н н о е р е г у л и р о в а н и е на вхо­
де, при котором регулятор расхода 1 поддерживает постоянным сум­
марный расход сетевой воды из подающей линии. Расход воды на горя­
чее водоснабжение изменяется регулятором температуры 2, причем пои
возрастании его уменьшается расход воды на отопление. Такое регули­
рование аналогично описанному выше регулированию при двухступен­
чатой схеме включения подогревателей горячего водоснабжения.
§11
При однотипных абонентах, у которых изменение расхода сетевой
воды в течение суток примерно одинаково, регулятор расхода на вводе
вообще не ставят и ограничиваются установкой регулятора температу­
ры 2 на ответвлении воды на горячее водоснабжение.
При открытой схеме теплоснабжения расход обратной сетевой воды,
возвращаемой на ТЭЦ, меняется в соответствии с изменением водоразбора в течение суток. Забираемая из тепловой сети вода заменяется на
ТЭЦ химически очищенной водой, подаваемой в обратную линию. Для
обеспечения равномерной подпитки и уменьшения потребной произво­
дительности химводоочистки на ТЭЦ устанавливаются аккумуляторные
баки, емкость которых принимается равной усредненному за сутки
шестичасовому расходу воды на горячее водоснабжение.
При выборе системы теплоснабжения рекомендуется проводить тех­
нико-экономическое сопоставление закрытой и открытой систем.
При открытой системе удешевляются абонентские вводы, так как от­
падают подогреватели водопроводной воды, но удорожается ТЭЦ из-за
значительного увеличения производительности химводоочистки для вос­
полнения сетевой воды, подаваемой на водоразбор. Стоимость очистки
сырой воды тем выше, чем более минерализована исходная сырая вода.
Чем выше качество исходной сырой воды, тем более благоприятны усло­
вия для применения открытой системы.
Сырую воду на химводоочистку берут из сбросного циркуляционно­
го водовода при температуре 20—35° С, что дает утилизацию сбросного
тепла. Существенное повышение удельной выработки на тепловом по­
треблении дает снижение температуры обратной воды, которое получа­
ется в результате смешения обратной и более холодной подпиточной
воды.
Расчетный расход сетевой воды на горячее водоснабжение, пример­
но равный среднесуточному, определяется из выражения
§§
Ст. в = ------ - ------.
(12-4)
« г — У Св
Здесь св— теплоемкость воды (4,19 кДж/кг); Ц— температура горя­
чей воды (60 °С); 1%— температура холодной воды из водорода. Для
дальнего теплоснабжения при открытой системе была предложена проф.
В. Б. Пакшвером однотрубная транзитная магистраль от ТЭЦ до сме­
сительного пункта в городе. По этой магистрали должен передаваться
расход сетевой воды, равный среднесуточному расходу на горячее во­
доснабжение. Распределительная сеть выполняется двухтрубной. Коле­
бания в расходе воды на горячее водоснабжение в течение суток ком­
пенсируются аккумулятором сетевой воды, устанавливаемым в смеси­
тельном пункте вместе с сетевым и подпиточным насосами. При малом
водоразборе (в ночные часы) аккумулятор заполняется водой из обрат­
ной магистрали. При большом водоразборе вода из аккумулятора
забирается насосом и подается во всас сетевого насоса. Постоянство
расхода воды в подающей транзитной магистрали поддерживается
регулятором расхода на вводе в смесительный пункт. Предлагается под­
держивать повышенный температурный график с максимальной темпе­
ратурой 180°С, при этом осуществлять многоступенчатый подогрев, ис­
пользуя нерегулируемые отборы пара из турбины.
Расход сетевой воды в однотрубной транзитной магистрали
О0.„ =
0?е1тШ— .
й » *1ЫИ
(12-5)
% *ПОДП
В то же время расход в подающей транзитной магистрали, являю­
щийся подпиточным для распределительной системы, должен быть ра­
вен расчетному расходу на горячее водоснабжение С?о.м= :^ >что накла­
дывает ограничения на температуру воды в подающей магистрали. По-
следняя зависит, таким образом, от доли тепловой нагрузки на горячее
водоснабжение.
Пиковые водогрейные котлы при однотрубной транзитной схеме ус­
танавливаются в конце магистрали после смешения. Схема однотруб­
ной системы теплоснабжения, предложенная В. Б. Пакшвером, предста­
влена на рис. 12-6. Однотрубная открытая система теплоснабжения яв­
ляется перспективной для ТЭЦ дальнего теплоснабжения, значительно
удаленных от центра теплопотребления.
В большинстве городов СССР
применяется закрытая система
теплоснабжения, поскольку имею­
щаяся в распоряжении сырая во­
да требует достаточно сложной и
дорогой химводоочистки. Недо­
статком закрытой системы явля­
ется повышенная коррозия подо­
гревателей и трубопроводов со
стороны недеаэрированной водо­
проводной воды. В качестве мер
против коррозии применяют коррозионно - стойкие
материалы
(оцинкованные трубы), а также
холодную деаэрацию с помощью
сталестружечных фильтров.
12-3. РЕГУЛИРОВАНИЕ
ОТПУСКА ТЕПЛА
С ГОРЯЧЕЙ ВОДОЙ
Рис. 12-6. Однотрубная система теплоснаб­
жения.
Как было показано выше, ото­
пительная и вентиляционная теп­
ловые нагрузки однозначно зави­
сят от наружной температуры
Поэтому необходимо регулирова­
ние отпуска тепла в соответствии
1
преимущественн° центральное регулирование, осуществляемое
на *‘='Ц и дополняемое местными автоматическими регуляторами.
ри центральном регулировании возможно применять либо количе­
ственное регулирование, сводящееся к изменению расхода воды в по­
дающей линии при неизменной ее температуре, либо качественное при
котором расход воды остается постоянным, а меняется ее температура.
Серьезным недостатком количественного регулирования является
вертикальная разрегулировка отопительных систем, означающая неоди­
наковое перераспределение сетевой воды по этажам. Поэтому применя­
ется обычно качественное регулирование, для которого должны быть
рассчитаны температурные графики тепловой сети для отопительной
нагрузки
в, зависимости
от\наружной
температуры
гр
~^
---- ж «/ --------—
•/
ш
т
1емпературный график для подающей и обратной линий характерип
ОУется расчетными температурами для расчетной температуры наружГ П Г П Д Н Я ГТЛ7ТГ Я /
Тот/
г п о г к п * / 1 С Л П С \ __________________ _______
„ Г
Г
график
пературе 1Н расчетную максимальную температуру в подающей линии
гг
____ 1 С А О р
^ ___________
1 150|С и обратной
2 = 70°С. Соответственно расчетная разность
температур бт' 150—7 0 = 8 0 °С. Именно такой подогрев должен осуществляться на ТЭЦ.
В
воздушный кран* К — водоразборный кран;
п — насос; О — отопительный прибор; П — подо­
греватель; П Н — подпиточный насос; П К Т — пико­
вая котельная ТЭЦ;
Я/СЯ — пиковая котельная
района; р п
регулятор подпитки; РС — регуля­
тор слива; Р Р — регулятор расхода; Р Т — регуля­
тор температуры.
О Л Т
Г Т Л П
О
н
т
« А
-V X
О
________\
___________ _
Г
_
М
п
•
Тепловая нагрузка отопления на ТЭЦ
Со 538Ос.. Сш(^1 — т,).
( 12-6)
Из (12-6) видно, что отпуск тепла при центральном регулировании
меняется при изменении расхода сетевой воды или перепада температур.
Отпуск тепла в отопительной системе равен:
Здесь Р — поверхность нагрева отопительных приборов; ко — коэф­
фициент теплопередачи от воды, проходящей внутри приборов, к возду­
ху внутри помещений; А/ — температурный напор между греющей сре­
дой (горячей водой) и воздухом помещения.
Профессор Е. Я. Соколов предложил методику расчета температур­
ных графиков для различных видов тепловых нагрузок с использовани­
ем безразмерных характеристик теплообменников. Рассмотрим приме­
нение этой методики для качественного регулирования закрытых ото­
пительных систем.
Уравнение характеристик теплообменных аппаратов, предложенное
Е. Я. Соколовым, основано на использовании линейной зависимости для
среднего температурного напора, которая достаточно близко совпадает
со среднелогарифмической разностью температур.
Уравнение характеристики отопительной системы при постоянном
расходе воды в относительных величинах:
(12-7а)
*1- Т.
Здесь <2о=Ро/Фо. Можно считать, что температура внутри поме­
щения остается постоянной и равна расчетной 1'ь, т.е.
Величина в выражает отношение удельной тепловой производитель­
ности отопительной системы Ц = 0.о'{т\—/в) к удельной производитель­
ности отопительной системы с бесконечной поверхностью нагрева при
одинаковых расходах воды.
По Е. Я. Соколову
I
( 12-8)
0,5 + и^_ 1
1-ф и
ю
Здесь и — коэффициент смешения в элеваторе:
* -
0
] ш
_
щ
и = — — 1;
Я
*
I
(12-9)
'
7
Аг
где Д/' — разность между средней температурой в отопительном при­
боре и внутренней температурой в помещении при расчетном режиме
- —
( 12- 11)
0' = ^ — т’2,
( 12- 12)
Ы' =
—
д ' — разность между расчетной температурой воды после смесителя х'3
и расчетной обратной температурой т 2.
Используя приведенные зависимости, получаем расчетные формулы
для температурных графиков отопительной системы. Из (12-7а) имеем:
Подставляем в (12-13) значение е из (12-8), ш из (12-10), и из (12-9)
и получаем:
и +
<?оМ Ы ' + С2 ( б т '
0,60').
(12-14)
Поскольку при постоянном расходе сетевой воды бт=С!о.
(12-15)
■ ■ ■ ■ ■ ■ ■
Подставляем в (12-15) т» из (12-14) и окончательно получаем:
«2 = й + В <Зо*8— 0,50' б а.
(12-16)
При постоянном расходе
сетевой воды
<?
3
С г,,г2
г,й
150 °С
= 70 С
е !
Ни
Iн
а - Л н 1—1—1, I
+10 О -10 - 2 0 °С
-
Рис. 12-7. Температурные графики каче­
ственного регулирования отопительной
нагрузки.
1 — 6 т '= 2 5
°С; 2 — б т '= 4 0 “С;
I — б х '= 6 0 °С; 5 — 6 т '= 7 0 »С;
гн
а
25 °С;
/н
б т '= 5 0 °С:
6 — 8 т'= 8 0 °С-
20 °С: в — ( н
30 °С:
гн
1В
Рис 12-8. Температурный
график качественного ре­
гулирования
отопитель­
ной нагрузки 150—70.
д — *ы
- 3 5 °С;
40 ° С
и, следовательно,
^ = (тз — Та) 4 = 0 '$ о.
Подставляя в (12-17) значение Щ из (12-16), имеем:
Т3 —
(12-17)
Тз - и + ЬГ Ш* + 0,50' ёо.
(12-18)
_ Приводим на рис. 12-7 температурные графики в зависимости от
Ф = 0 - ^ 1,0 и от 6 т '= 2 5 ч -8 0 °С , подсчитанные по расчетным формулам
(12-14) и (12-16). При (?о= 0 все графики сходятся в точке т = / в =
=*18 С. В нижнем квадранте (рис. 12-7) нанесена сетка графиков относительной тепловой нагрузки <20 в зависимости от температуры наруж-
ного воздуха /н с расчетной температурой наружного воздуха в качест­
ве параметра. Задаваясь величинами 1Н, Щ и бт', пользуясь нижним и
верхним квадрантами, можем найти ть Поскольку хг и тз на рис. 12*7
фиксированы и равны 70 и 95 °С, сетке графиков Т1 с бт' в качестве пара­
метра соответствует лишь один график для тг. Действительно, если
в (12-16) подставить значения щ и 0', получим:
Я В 1 1 Ро'8) 1 1 0,5 (ё°-8- &>) гз 1 0,5 ( ф в 1 4 ) Щ
Отсюда видно, что тг зависит только от
и имеет одно и то же зна­
чение для различных бть
На рис. 12-8 приведен температурный график для
150 °С, Т2= 70 °С,
26 °С.
Температурные графики для качественного регулирования вентиля­
ционной нагрузки являются прямыми линиями на участке *в^а*н.в. Это
объсняется тем, что при постоянных расходах через калориферы воды
и воздуха теплопередача не меняется и тепловая нагрузка калорифера
оказывается пропорциональной разности температур воды и воздуха.
Обычно в жилых районах отопительной нагрузке сопутствует нагруз­
ка горячего водоснабжения. Поскольку преобладает отопительная на­
грузка, центральное регулирование осуществляется по температурному
графику отопительной нагрузки. Для того, чтобы обеспечить температу­
ру горячей воды 60 °С, температура сетевой воды в подающей линии
должна быть не ниже 70°С. Поэтому на температурном графике для
подающей линии делается так называемая срезка при температуре 70°С
(практически — при более высокой температуре). Как видно из рис. 12-8,
область срезки имеет место от начала отопительного сезона /н=*=10 °С до
1п= Г я. Эта область характеризуется постоянным перепадом температур
р ' == — т^. Вместо изменения расхода воды для этой области применя­
ют регулирование местными пропусками, осуществляя периодическое от­
ключение отопительных систем от тепловой сети и поддерживая тем са­
мым заданную температуру в помещениях. Число часов работы отопи­
тельных систем в течение суток для области срезки равно:
я = 24 *в~ * и .
(12-19)
'в-*н
При качественном регулировании и при двухступенчатой схеме при­
соединения установок горячего водоснабжения строятся специальные
температурные графики. За основу принимается график для отопитель­
ной нагрузки при качественном регулировании закрытой системы тепло­
снабжения, который действителен для отопительной системы. Расход
воды равен расходу воды на отопление. Для того чтобы обеспечить по­
догрев водопроводной воды в подогревателе второй ступени, температу­
ра в подающей линии должна превышать температуру отопления т 01 на
величину рЙ Таким образом, температура в подающей линии
— *о1 + Р1•
( 12-20)
Температура в обратной линии после подогревателя горячего водо­
снабжения первой ступени тг на величину р 2 ниже, чем температура пос­
ле отопления:
тя == т09 Ра*
( 12*21)
Расчет величин р! и р2 ведется по так называемой «балансовой» на­
грузке горячего водоснабжения (}*
которая обеспечивает суточ­
ный баланс тепла на отопление. При отсутствии аккумуляторов горячей
воды у абонентов принимают |== 1,2.
Поскольку в расчет вводится постоянная тепловая нагрузка горячего
водоснабжения (%, то при постоянном расходе воды сумма величин р,-Н
к+ р 2= р является также постоянной для всех 1Н и равна:
2?
Р
( 12-22)
о1
О'о
Наибольшее значение рг имеет место при /*
Р
О
Здесь и
пАыи- *
__
“‘
(12-23)
те)1
'------- —
репа 1СЛЯ ВТОРОЙ СТУ-
х
о
л
о
™
'
^
0
П
0
С
Л
е
«
«
"
Р
™
»
первой
ступени;
/2-т
е
м
п
е
р
а
т
у
р
а
ХОЛОДНОЙ воды.
Величину / п определяют, задаваясь температурным напором на выходе из подогревателя второй ступени при
II
Iп
о2
(12-24)
Принимаем О ц = 5-М О °С .
Д алее имеем:
Р
Р
02
(12-25)
Рис. 12-9. Температурный график для
центрального качественного регулиро­
вания суммарной нагрузки отопления
и горячего водоснабжения при закры­
той схеме.
Величину р, определяют как разность:
Рх = Р — Р8.
(12-26)
даны°нДаСриса112Ь9е П° ПрИведенньш Формулам температурные графики
Ты о ? еДуеТ добавить> что расчеты температурного графика ведутся для
типичного в данном районе теплоснабжения соотношения щ И В
Абонент, для которого ф = ф т, называется типовым абонентом Анализ
оказывает, что у нетиповых абонентов имеет место некоторый перетоп
Для центрального качественного регулирования открытой З З Ш
теплоснабжения температурные графики для подающей и обоатной ли
НИИ могут быть подсчитаны также „Фа основе методики Е
Соколова'
12-4. ТЕП ЛО ВЫ Е СЕТИ
нап^вГнГ.
И
Й
Е
З
В
^
И
тепловые п у ™ к т ы ' л Ш В 1 Е
Ш
Ш
^
1’ к' котарым 1 Ш
1
1Р ^ о в ° ц е н ? р ^ ы е
подогреватели
Г ° Г : ° СНабЖе" ия 0 т ЦТП ° ™ яят линия горячей „оды и обратная
РеииРкУ-1яиии горячей воды. Таким образом, внутри кварталовтепловая сеть является четырехтрубной
При иаличии 2н к к о л ь к ^ е?ч гС1ХеМа Радиальн°* >оя«но» тепловой сети.
теплоснабжения ТТпя пп
каждая из них обеспечивает свой район
теплоснабжения. Для повышения надежности теплоснабжения магистрали соседних районов соединяются перемычками! Такое кольцевание
тепловых сетей позволяет обеспечить теплоснабжение при отключении
поврежденного участка одной из ма­
гистралей, используя перемычки,
а также при аварии на одной из
ТЭЦ. Кольцевание также позволяет
свести к минимуму перерыв в горя­
чем теплоснабжении во время лет­
них ревизий тепловых сетей.
Как правило, применяются под­
земные прокладки теплопроводов,
которые подразделяются на каналь­
ные й бесканальные. В условиях
крупных
городов
экономически
оправдано применение проходных
каналов, сооружаемых из сборных
железобетонных элементов. В этих
каналах прокладываются, помимо
теплопроводов, и прочие городские Рис. 12-10. Схема радиальной теплосети.
коммуникации. На рис. 12-11 приве-
Я Й Н
1п^ Г?9П^ ХОЛНОГО канала Находят применение также полу-
проходные (рис. 12- 12) и непроходные (рис. 12-13) каналы.
стальные трубы имеют антикоррозионное покрытие, поверх которого
теплово* изоляции, заключаемый в о б о ^ ч к Г и л и
ции
Штукатуркой. Снаружи накладывается слой гидроизоля­
ц и й ™
?пасной для тепловых сетей является наружная коррозия от
Ц И Н ! На повеРхн°сти теплопроводов влаги и от блуждающих тоов. Последние возникают в районе прохождения трамвайных рельсов
или путей электрифицированной железной дороги. Для предотвращения
коррозии от блуждающих токов применяют катодную защиту. В резуль­
тате наружной коррозии возможны разрывы подающих теплопроводов
что является тяжелой аварией. Очень важно иметь прибор, позволяюЩий быстро обнаруж ить место разрыва.
Д ля предотвращения внутренней коррозии
■■■Н
,,
теплопроводов следует
заполнять тепловые сети только деаэрированной химически очищенной
водой. Необходимо также тщательно следить за деаэрацией подпиточнои воды. Продукты внутренней коррозии с сетевой водой попадают в
подогреватели ТЭЦ и образуют отложения внутри трубок, что приводит
к значительному увеличению недогревов в подогревателях. Это обстоя­
тельство может быть причиной существенного снижения удельной выра­
ботки электроэнергии на тепловом потреблении из-за повышения давле­
ния греющего пара. Необходимо вести контроль за величиной недогрева в подогревателях на ТЭЦ и периодически производить их чистку или
промывку.
*
Теплопроводы выполняются из стальных труб, свариваемых между
собой. Д ля компенсации температурных удлинений между двумя непод­
вижными опорами предусматривают П-образные компенсаторы При
проектировании тепловых сетей, прежде всего в соответствии с приня­
той схемой, намечают трассы прохождения магистралей и ответвлений
ОТ НИХ.
Затем
СТППИТГст гтк р 'Э Л м р тп
9» 9Ж
«-VЛ А V* А
_____ 9
графике
'
600
2ев, 5
/
/
7300
/
2 6 2 ,5
2 1 2 ,6
600
600
/
5150
Кабели силовые
*21
о
Кабели связи
^
Металл и ческие консоли
Трубы т е п л о се т и
Водопроводная т руба
Ж елезобет он м-170
бет он
К и р п и ч н а я за щ и т ная ст е н ка
Г и д р о и зо л я ц и я
Щ ебеночная подгот овка
Рис. 12-11. Двухсекционный коллектор для городских подземных прокладок
;
7У
- '*>V
у
Л / . А Л -I
Заливается
бетоном
в/с 12
Рис. 12-12. Сборный полупроход
ной железобетонный канал.
Рис. 12-13. Теплопровод в сборном железо­
бетонном непроходиом канале.
/ — ребристый
блок
перекрытия;
2 — стеновой блок; 3 — блок днища;
$ — бетон Лай Подготовка; 5 — щебеноч­
ная подготовка; 6 — опорная плита.
1, 2$ Зь 4—см. рис. 12-2; 5 — железобетонная стойка.
тором масштабе наносится рельеф трассы теплопроводов, высоты при­
соединяемых к тепловой сети зданий, напоры в подающей в обратной
линиях.
к
Напор в трубопроводе Н — это давление р, выраженное в метрах
столба транспортируемой жидкости;
н
(12-27)
где р плотность жидкости, кг/м3; ^ = 9 ,8 1 м/с2— ускорение свободного
падения.
1
к
На рис. 12-14 приведен пример пьезометрического графика. Плос­
кость отсчета проведена через минимальную отметку трассы, рельеф
которой нанесен на графике. От этой
нулевой
отложены
в подающей линии НР, в обратной
линии ММ и статический напор 55
(изображен пунктиром).
Пьезометрическим напором на- зо
зывается напор, отсчитываемый от го
отметки теплопровода. Пьезометри­
ческий напор равен полному напору
вычетом отметки т е п л о п р о в о д а . ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ Ч ^ ^ ^ Щ Д
Располагаемый напор в любой Рис. 12-14. Пьезометрический график телточке Теплосети равен разности налосети.
поров в подающей и обратной лини­
ях. Располагаемый напор в сети по
условию обеспечения работы элеватора должен быть не менее 10—15 м.
Уровень статического напора устанавливается по допустимому давле­
нию внутри отопительных приборов (не более 0,6 МПа). При прекраще­
нии движения воды тепловая сеть становится под статическое давление.
Поэтому остановка сетевых насосов может привести к неприятным для
абонентов последствиям, если отопительные приборы уже не выдержи­
вают гарантии в отношении внутреннего давления. Если верхняя отмет­
ка присоединяемого здания превышает уровень статического напора,
это здание должно быть присоединено к подающей линии по независи­
мой схеме (см. рис. 12-3).
Пьезометрический напор в обратной линии должен быть не больше
60 м по условию допустимости присоединения абонентов по зависимой
схеме и не меньше 5 м с тем, чтобы исключить разрежение. В то же вре­
мя напор в подающей линии должен быть на уровне, исключающем
вскипание воды. Для соблюдения этого условия достаточно, чтобы пье­
зометр подающей линии проходил выше линии статического напора.
Уклон пьезометров подающей и обратной линий, т. е. линейное удель­
ное падение давления /?, определяется на основании технико-экономичес­
ких расчетов.
Тепловая сеть удешевляется при увеличении /? за счет уменьшения
диаметров, но при этом растет расход энергии на перекачку воды.
Стоимость тепловой сети (в руб.) может быть подсчитана по фор-
Кг.
где
(12-28)
1
суммарная длина всех участков трубопроводов тепловой се­
I
ти, м; й
диаметр /-го участка трубопровода. Величина Вё§ называет'V
I \
1
ся материальной характеристикой тепловой сети и обозначается че­
рез М.
Коэффициенты а и Ь зависят от типа прокладки.
Материальная характеристика тепловой сети, рассчитанная для ис­
ходного варианта 0 \ и Яи может быть пересчитана для л-го варианта:
0 „ X0-38 //?! \ 0-19
(12-29)
МП
о.
Экономическое удельное линейное падение давления находится по
минимуму расчетных затрат для тепловой сети. Рассмотрим расчет диа­
метров теплопроводов при заданной величине Я:
Лр
(12 -30)
Я
В
общее падение давления в трубопроводах, равное сумме линей­
(Ар
ного и в местных сопротивлениях; а — отношение падения давления в
местных сопротивлениях к линейному падению давления на трение Арл).
Удельное линейное падение давления на трассе:
С2
Арл
Р
0.8125Я
(12-31)
а2р
I
2 а
Здесь с — скорость воды в трубопроводе, м/с; О — расход воды, кг/с;
й — внутренний диаметр трубопровода, м; Я — коэффициент трения.
Д л я тепловых сетей
х0-25
А 0,11
(12-32)
а
где к,
абсолютная эквивалентная шероховатость труб, м
А
Для водяных тепловых се т ей .......................5 • 10“ 4
Для паропроводов...........................................2- 10—4
Для конденсатопроводов . . . . . . .
1 • 10—8
При предварительных расчетах рекомендуется принимать для водя­
ных сетей
а §§ 0,0053 У О ,
(12-33)
для паропроводов а== (0,026-^0,005) У О, где О — секундный расход в
начале магистрали;
Дри Й 0,812511
(12-34)
рй* 1
г д е 2 | — сумма коэффициентов местного сопротивления.
С учетом (12-34) из (12-33) и (12-32) имеем для водяных сетей:
а
5,35
а
А0 .1 9 р°.24
/
V Ьр/1
Подставляя в (12-31) значение %из (12-32), получаем
0,0894А:д’26 о*
Ял
I
л .25 > Па, м,
а
(12-35)
(12-36)
к0 .0475 о 0 .38
\
^
й = 0,63 —----------- - , м;
’
О ос
о = 3,35
р 0,19
гР0,6
к
д 0,19 *
Л
г ,°.5 ^2,625
Нл а
*
, кг/с.
(12-37)
(12-38)
При заданной величине Я порядок расчета следующий:
1. Определяем а предварительно по (12-33).
2. Находим / ? л = Я / ( 1 + а ) .
3. Находим предварительно <1 и О из (12-37) и 12-38).
Далее расчет уточняется: выбирается ближайший по сортаменту ди-
а метр трубопровода; с учетом всех местных сопротивлений находится а
из (12-35); определяют # л из (12-36), /? = /?л ( 1 + а ) и
=
При изменениях расхода сетевой воды или напора на ТЭЦ могут
меняться расходы воды через абонентские вводы, т. е. может нарушаться
их гидравлический режим. Гидравлическая устойчивость абонентских
систем тем больше, чем больше отношение потери напора на абонент­
ском вводе //аб к напору на ТЭЦ / / ТЭц . Соответственно к о э ф ф и ц и ­
ент г и д р а в л и ч е с к о й
у с т о й ч и в о с т и абонентской системы
при отсутствии автоматического регулирования
'
У
VШЖ
аб'
ТЭЦ’
(12-39)
^ Для ограничения возможных
___ изменении
В
напоров в тепловой сети на ТЭЦ предусматри­
вают нейтральную точку, в которой поддержи­
вается постоянное давление. При этом давле­
ние в нейтральной точке используется в ка­
Г
честве импульса для регулирования подпитки
I
теплосети. На рис. 12-15 показана схема соз­
дания нейтральной точки на специальной пе- !
ремычке между напорной и сасывающей ли- (I
ниями сетевого насоса.
От перемычки 4 , соединяющей напорный и
всасывающий коллекторы сетевого насоса 5,
импульсная линия идет к регулирующему кла­
пану подпитки 2 и к регулирующему сливному Рис. 12-15. Схема создания
нейтральной точки.
клапану 3. При понижении давления в пере­
мычке клапан 2 получает команду на откры­
тие, подпиточный насос 1 дает больше воды и давление восстанавливает­
ся. При повышении давления в перемычке клапан 2 прикрывается, что
снижает подпитку и восстанавливает давление. В том случае, когда кла­
пан 2 полностью закрывается, а давление в нейтральной точке все же
возрастает, срабатывает сливной клапан 3 , открывающий сброс воды
в дренаж вплоть до восстановления нормального давления. Клапаны 6
на перемычке 4 предназначены для регулировки давления, устанавли­
ваемого в нейтральной точке.
х ВОПРОСЫ
1. Как рассчитать тепловую нагрузку района?
2. По графику тепловой нагрузки постройте график тепловых нагрузок по продол­
жительности. Подсчитайте величину отпуска тепла за отопительный сезон.
3. В чем разница между открытой и закрытой системами теплоснабжения?
4. При каких условиях можно применить однотрубную систему?
5. В чем заключается идея последовательной схемы включения подогревателей го­
рячего водоснабжения?
6. Как строят температурный график при качественном регулировании отопитель­
ной нагрузки?
7. Как строят температурный график для закрытой системы теплоснабжения при
центральном регулировании по отопительной нагрузке?
Глава тринадцатая
РЕЖИМЫ РАБОТЫ ТЭЦ
13-1. РЕЖИМЫ РАБОТЫ
ТЕПЛОФИКАЦИОННОЙ ТУРБОУСТАНОВКИ
С ПРОМЫШЛЕННЫМ И ОТОПИТЕЛЬНЫЙ о т б о р а м и
Если для конденсационных турбин режимная характеристика для
расчетных условий (номинальные параметры пара, расчетная схема ре­
генеративного подогрева, расчетные температура и расход охлаждаю­
щей воды, расход питательной воды равен расходу пара на турбину)
Пд =81 кг/с
73,62кг!с
75,85кг/с 71,75нг/с 10,Э5кг/с 0,55кг(с
32 кг/с
1
I
♦
Щ7кф ШЩС/с
3,ЭЬиг/с
лвпс
8ЩЩ
5,6е*иг/с
I ________________
Рис. 13-1. Расчетная схема
турбоустановка
ПТ-60-130.
выражается линиеи, то диаграмма режимов для теплофикационных тур­
бин
регулируемыми отборами и конденсацией представляет сооои,
как известно, целое поле или даже два поля (для турбины, с двумя
отборами диаграмим занимает
верхний и нижний квадранты).
Это означает, что при одной
и той же электрической нагруз­
ке может быть целое множе­
ство значений тепловой нагрузки.
К этому надо еще добавить, что
ЗЗбОкДж/нг
диаграмма режимов действитель­
на для номинальных значений
<1^0,835
давлений регулируемых отборов,
а при отклонениях от этих значе­
ний следует пользоваться попра­
вочными кривыми. Так, для тур­
4/7= ЗО О О кД ж /кг
бин типа ПТ-60-130 режим тепло­
вой нагрузки задается величина­
ми и давлениями промышленного
и теплофикационного отборов.
Тогда расход пара на турбину яв­
ляется функцией пяти перемен­
ных:
Д ,, рп, Г)т, рт). Кро­
ме того, при фиксированной вели­
чине Щ величины /)п и й г связа­
ны между собой ограничениями.
На диаграмме режимов в нижнем
квадранте нанесены линии пре­
дельных значений й п в зависимо1мж2 4 2 0 кД ж 1к г
с т и о т Щ и От. Эти линии построены
для
номинальных
давле­
Рнс, 13-2. Процесс расширения пара в турби­
ний отборов и при условии, что
не ПТ-60-130 при расчетном режиме в
I, я-диаграмме.
0 К= А < .м и н - Таким образом, для
заданных значений промышленного отбора и электрической нагрузки
можно определить предельную величину отопительного отбора и нао орот. адавать следует промышленный отбор, так как отопительную
нагрузку можно покрывать также и за счет пиковых водогрейных котлов.
и з всего многообразия режимов теплофикационных турбин заводизготовитель дает лишь несколько гарантийных режимов, которые явля­
ются исходными при пересчете на любой другой режим. Так, для Тур­
бины II 1-о0-130 даются следующие гарантийные режимы:
_’Л. онд^нсационный при номинальной электрической мощности:
А г=0;
=0.
2 Теплофикационный режим при От= О, Ок=тЮ^миы
^ п .п р е д »
Рп
Р п . ном >
== ^ э.ном
3. Теплофикационный режим при Ол— 0, 0 К= А « . мин
^ т .п р е д »
Рт
Р т . ном >
^ э :=<= N э.ном
4. Теплофикационный режим при обоих включенных отборах и их
средних значениях:
Яп
= 32 кг/с;
рп = рп.ном = 1,28 МПа;
°т = А-.ср = 24 кг /с;
рт = рт.ном = 0,12 МПа;
= О п .с р
= Л^э.ном;
Дс — ^к.мин = 3,94 КГ/с;
Ц> *= 81,1 кг/с.
' Последний режим наиболее удобно принять за исходный при пере­
счете на другие теплофикационные режимы. Расчетные данные по это­
му режиму приведены на рис. 13-1. На рис. 13-2 дается процесс расши­
рения пара в турбине в г, 5-диаграмме для указанного режима. В этом
режиме пропуск пара через ЧНД равен минимальному, при этом имеет
место низкая величина т)™д (0,456).
На ТЭЦ, как уже отмечалось, может быть задан режим тепловой
нагрузки, отличный от приведенного расчетного режима, и тогда потре­
буется расчет тепловой схемы для заданного режима. При расчете сле­
дует пользоваться положениями методики, изложенной в гл. 7, с учетом
особенностей теплофикационной турбоустановки. Рассмотрим детально
такой расчет на примере*.
Исходные данные. Задана характеристика отбора П: давление
= 1,5 МПа рас­
ход и и = 4 2 кг/с.
?
Согласно диаграмме режимов, при этом номинальный пропуск пара на турби­
ну Х)о=103 кг/с при минимальном пропуске пара в ЧНД позволяет иметь максимально
О т = 2 9 кг/с. Этому режиму соответствует мощность, несколько превышающая номи­
нальную.
:
Задаемся: рт = 0 ,15 М П а ; йт = 29 кг/с. Расчет ведем по номинальному расходу па­
ра на турбину А > = 103,0 кг/с.
Протечка пара через переднее уплотнение пропорциональна расходу пара на
турбину
0 .7 = Щ
- 1 .3 8 - ^ - = 1.76 кг/с.
Расход пара через первый отсек ЦВД после регулирующей ступени
#1= 0 —
= 1 0 3 - 1 , 7 6 » 101,24 кг/с.
Давление пара за регулирующей ступенью
||
Р р .е— Рр-со л
Р|0
,.„ 1 0 1 ,2 4
_
М
— * то до 8=2
МПа,
Т&щЩя.
\
В примере рассмотрен вариант турбин без байпасного клапана.
Принимаем расходы пара на регенеративные подогреватели Пб и П7 пропорото
нально расходу пара на турбину:
,
О
103
° т - 0П7О — = (3,94 + 0,83) —
я 6 ,0 8 кг/с;
103
в !'— = 5,02 кг/с;
Оп? = в ,08 — 0,8 3
О
О т — Опво п
— 4,1
103
.
— 5 ,2 кг/с#
Давление пара в отборах на Пб и П7 определяем по формуле Флюгеля:
при О п = 0 1 ~ - />07=101,24—5,02 = 96,22 кг/с
О
1 /
(Р2
„ 70 ~ Рпо) = ] /
Р? + (
1,5* + ( | ^ - 1
( 3 , 7 7 * - 1.28*)
= 4,51 МПа;
при
0 П1 =
— Опв = 96,22 — 5 ,2 = 91,02 кг /с
/91 02 \ 2
1,5 2 + 1л275’) <2»242- 1»282) =
2 ’75 МПа'
Строим процесс расширения пара в Ц ВД, принимая *пР с = 0 ,7 2 и сохраняя расчет­
ное значение т$?А . В таблицу параметров пара и воды (см /табл. 13-1) заносим полу­
ченные значения энтальпий пара отборов и воды при температурах насыщения и по­
догрева после подогревателей. Далее проводим уточнение расходов пара на подогрева­
тели высокого давления /77, Пб , П5. В деаэраторе, питаемом паром из промышленного
отбора, поддерживается давление 0,6 МПа.
Определим повышение энтальпии воды в питательном насосе:
0,0011-17»103
Мп.н
0,75
Лп.н
25 кДж/кг
Энтальпия питательной воды на входе в П5 после питательного насоса равна
*п.н 5=5 *д
Д гп.н = 668 + 25 = 693 кД ж /кг.
Т аблица
13-1
Таблица параметров пара и воды
Точки
процесса
Р\
МПа
Р, МПа
к Д ж /к г
*п*
V 00
др *
к Д ж /к г
кД ж /к г
4,1 0
250,6
1 093
245
1060
228
982
2,5 3
1,38
223,6
193,5
960
822
218
188
940
805
198
175
834
740
655
570
450
165
150
130
102
693
630
546
427
| 142
135,9
107,5
598
570
450
ш
П6
П5(П)
ПН
П4
ПЗ
П2(Т)
П1
к
3150
3000
■
1,5
— ■!■■■
—м .
2838
2744
2616
0 ,5 9 3
0,358
0 ,1 5
2324
0 ,0 3
|
0,545
0,328
0,138
155,2
135,9
107,5
Щ ---
,
1 —
г — гЩ
—
Ап7 0*7
б
<Др.п7) + ^пр.п? («о.
р. о
*др.п?)
О п.в 0*Л7 --- *пв)
*1п7
Подставляем численные значения параметров пара и воды:
=
О
Аьв = О = 103 кг/с;
103(1 060 — 940) — 1,06 (3 360 — 982) 0,99
4 ,3 кг/с.
(3 248 — 982)0,99
П6
А ю Об
*др.пв) + ф П7 + ^Пр.П7)
Я р .п 7 / 00 д р . п 7
о пе
* Д р .П в) — ^ П - В О п б ---- *Йб)
103 (940 — 805) — (4,3 -{- 1,04) (982 — 834) 0,99
5,66 кг/с.
(3 150 — 834,0)0,99
/75
° П 6 (*5
1
%8
1д р . п й ) +
^ П р . П б («о
* д р .п а ) +
( 0 п р . п7 +
Аг-В (*П6
1
1п.н)
Ъв
О п
7
+
О п в ) О д р . П б ---- ( д р . п б ) : —
Подставляем численные значения:
В пб
103 (805 — 693) — 0 ,7 (3 510 — 740) — 11,0 (834 — 740) 0,99
3 ,9 кг/с.
(3000 — 740)0,99
Определим расход греющего пара из промышленного отбора на деаэратор из ура в
нения теплового баланса:
Б «п+К+Дп*
Ок.д
+ Я П7Р+ Я ^
ДР-П5
Дк . д- .•п4
1
^ п .в
*Д
поток конденсата, поступающего после П4 в деаэратор:
Лд
А з д = О т — А * — Од Ш 91,02 — 3 ,9 — О
87,12 — Яд .
Подставляем численные значения в уравнение теплового баланса деаэратора
1
103•668
8 7 ,2 2 .6 3 0 — 15,62-740
0.9 9
1,22 кг/с;
3 000 — ШШЩШШИШЛ
Ок.д = 87,22 — 1,22 = 86,0 кг/с.
Уточнение величин расходов пара на регенеративные подогреватели позволяет уточ
нить величины расходов пара через отсеки турбины, а следовательно, и величину раз
виваемой мощности:
О II
— Д п7 = 101,29 — 4 ,3 = 96,94 кг/с;
О III
° п ~ ЯП6 = 96,94 — 5,66 = 91,28 кг/с.
Определим внутреннюю мощность ЦВД:
N .I ЦВД
У- = ° 1 ( ‘о - ч ) + *>и ( | - У + *>ш ( % -
У -
101,24 (3 510 -
3 248) +
+ 96,94 (3 248 — 3 150) + 91,28 (3 150 — 3 000) = 26 500 + 9 500 + 13 570 = 49 570 кВт.
Переходим к части среднего давления турбины. Энтальпия пара на входе в ЧСД
равна энтальпии пара после ЦВД:
I ЧСД1
IЦВД2
IП
3 000 кДж/кг.
Давление пара за ЦСД равно давлению пара в теплофикационном отборе
рт = 0,1 5 МПа.
Строим процесс расширения пара в ЧСД, принимая
Т1ЧСД
%
I ЧСД2
I7
IП
На.чсд Т1ю»
ЧС^
3 000 — 428-0,885
2 620 кДж/кг;
гч ВЫX
цвд
О III
0П5
Од — ОЦраВ - 91,28 — 3 ,9
Расход конденсата через подогреватели низкого давления ПЗ и П4 :
Щ
-
Оцвд +
- 85,06 + 1,1 = 86,16 к г/с.
Принимаем расходы пара на П4 и ПЗ пропорционально /) к д:
_
Ок.д
86,16
А и = А ио -Г ----- ---- 2 ,3 6 ■■■ ■■■ д 2,94 кг/с;
^к.до
оЭ
Оп8 -
Опао
^к.до
= 3,11
в 3,8 8 кг/с;
69
Г>у = 0 1У — Г>„4 = 42,68 — 2,94 = 39,74 кг/с;
О у1 — О у — Оп3 = 39,74 — 3,8 8 = 35,86 к г/с.
Определяем давления в регенеративных отборах на П4 и ПЗ по формуле Флюгеля
Рп«=
/
Рт +
(
и чо
)
( Рд40 — Р ^о )
39 7442
° ' 15* + ^ 3 0 Т ) (0,48* ~ 0 . •2*) = 0,593 МПа;
Р . з - 1У /
-* = +
1' " ^" 1
(р-
- р
35
0 ,1 5 12-{- 138^34/ ( ° ’2882- ° ’ 122) = ° ’ЗМ М Па
На пересечении изобар р пА и /?пз с линией расширения пара в ЧСД в 4 5-диаграмме
находим значения энтальпий 1П4 и гиз.
Т
Принимаем, что расход пара в Ц Н Д остается минимальным. Тогда давленне в от­
боре на П1 и температура конденсата после Я / остаются на уровне значений расчетнододогреватели П4, ПЗ, П 2 :
Л4
^п4 (и
*др.п4 )
^ к . д ( *п4
^пз)
404
8 6 ,1 6 (630 — 546)
ПЗ
Щ® Р*
+
*др.пз) “Ь ^П4 (*др.п4
( »„3 -
«„2) +
*др.о*)] *1пз — Фи + ^т) (*ПЗ--*о.к) “1“
Щ
+
*>пЗ +
О п2) ( Я
-
«Д Р.П2) .
В подогреватель ПЗ входят три потока конденсата: основной конденсат О* с эн#.
к
тальпией 1п2, дренаж подогревателя П2 с энтальпией *др.„2’ обратный конденсат с про­
изводства и из сетевого подогревателя при температуре 100 °С.
Поток основного конденсата О к включает в себя конденсат пара, поступающего
в конденсатор Г>к, а также Ле и, Оаи При теплофикационных режимах А ц = = 0, так как
давление в отборе весьма низко, поэтому 0 ^ = 0 к+ 0 е я С другой стороны,
-
°П4 -
°П З -
°п2 - ° Т+ Оо =
= 42.6 8 — 2,1 — 2 9 ,0 — Д , 8 — Опа 4 - 1 , 9 = 13,48 —
— Оп |.
Подставляем численные значения величин, входящих в уравнение теплового баланса ПЗ:
\
... .
^ Л х •?
'.у
№ пз (2 744 — 570) + 2,1 (598 — 570)]
+ (13,08 - Щ
-
й т ) (546 -
— (42 + 29) (546 — 419) +
427) + (От + О п3 + Ом ) (546 - 450);
!>„• = 4 ,6 5 — 0.00351) П9*
°П 2 ( к -
*др.„2 ) +
( 0 п4 +
Щ
( 'д р .п з -
‘ д р .п з ) = К
= %хо = 142,5 кДж/кг;
!)„ ,.(2 616 - 450) + (2,1 + 4,65) (570 - 450) | (13,48 К
Получаем Я п2= 4 ,4 3 —0,116 />пз.
Подставляем значение Овз и имеем:
° п 2 - ° > 85 кг/ с; ^ пз = 4,65 кг/с;
( «„2 - г Щ
Щ
(427 -
142,5).
0 ’к = 7 , 5 8 кг/с;
^чнд = -Ок = 7,58 — 2 , 0 = 5 ,5 8 кг/с.
ПРИ ^чнд = 5 .58 кг/с
т|^д = 0,50;
«к = Ч - Ш
= 2616 - 532-0,50 = 2 350 кДж/кг.
Уточняем
42,68 — 2,1 = 4 0 , 5 8 кг/с;
= 40,58 — 4,65 = 35,93 кг/с.
Подсчитываем внутреннюю мощность ЧСД и ЧНД:
N IV * = О IV ( *о — ‘4)= 4 2 ,6 8 (3 000 — 2 838) = 6 540 кВт;
ТУV/ =
О у ( 1 — »'з) = 40,58 (2 838 — 2 744) = 3 760 кВт;
N VI * = ° У 1 («3 — *т) = 35,93 (2 744 — 2 616) = 4 530 кВтЛ^уп < =
1 480 кВт
г(*'т — У = 5 ’58 (2616 — 2 350)
16 310 кВт *
Суммарная внутренняя мощность равна:
Ш = Щ цвд + Л[|чсд + N 1 чнд = 49 570 + 16310 = 65 880 кВт;
# э = Л/* — Дг# # м.г = 65 880 — 1 880 = 64 000 кВт.
Таким образом, данный режим при минимальном расходе пара в
конденсатор и максимальном расходе пара на турбину дает максималь­
ную электрическую мощность, а следовательно, загрузка отборов яв­
ляется предельной.
Подобный расчет режима турбоустановки можно упростить, если
заранее просчитать характеристику Ц В Д :
Г
Л^цадг = / ( Д р п);
^вдХ= / ( Д Р „ ) .
Тогда, задаваясь /)к и загрузкой отборов, надо вести расчет от кон­
денсатора и, получив 1)®“* , определить из указанной выше характери­
стики величины И и Л^цвд*.
13-2. РЕЖИМЫ ТУРБОУСТАНОВКИ Т-100-130
Режим тепловой нагрузки задается тремя величинами:
1) тепловой мощностью ф т;
2) расходом сетевой воды Ос.в;
3) обратной температурой сетевой воды гг.
Режим тепловой нагрузки определяет расход греющего пара из от­
бора и его давление. Последнее определяется по температуре насыще­
ния греющего пара
Сн — Ъ + С
~тг~
+
»
V I
(
1
3
-
1
)
Давление греющего пара в подогревателе р'т определяется по таб­
лицам водяного пара. Давление теплофикационного отбора в мегапас­
калях находится с учетом потерь давления в паропроводе отбора:
Рт #
Рт +
( ° Д 1 ■+■ 0 . Р 2 ) .
(1 3 -2 )
Турбина Т-100-130, как уже указывалось выше, имеет два теплофи
кациониых отбора — верхний и нижний, причем регулируемым являет
ся верхний отбор, обеспечивающий заданный конечный подогрев сете
вой воды:
От
спз т« 4^•в^с*в
Давление нижнего отбора рт\ устанавливается само собой в соот­
ветствии с условием конденсации пара в нижнем сетевом подогревате­
ле СП1:
I'т!н
<3Т1
Ос-в
(13-3)
с .н !
и с условием пропуска пара через переключательный отсек, т. е. чере
группу ступеней турбины, расположенных между камерами обоих теп
лофикационных отборов:
Ш
Оотс 2
Рт1
(13-4)
[Рт-20
]
В отсв
Здесь О отс* ^отсо — текущая и расчетная величины пропуска пара
через переключаемый отсек. Очевидно, что уравнение (13-4) есть урав­
нение пропускной способности переключательного отсека.
Задача определения давления пара в нижнем теплофикационном
отборе по заданному режиму тепловой нагрузки решается графически
путем совместного решения уравнений (13-3) и (13-4). При этом (13-3)
дает нам величину ^ 1н, по которой находится р'т1, и затем
Рт!
I I + (0,01
0,02), М П а/
Решение приведено на рис. 13-3. Д ля рас­
чета по (13-4) надо определить пршТуск пара
через переключаемый отсек:
отс
Ас +
Ц : .п 1 -
(13-5)
При этом считаем Ош = 0 , что справедливо
при малых й к. При значительных величинах
А< величину Дп1 следует учитывать, беря ее из
зависимости А ц = / ( О к), которая может быть
получена из расчетов тепловой схемы. Величи­
на /)к зависит от режима работы турбоуста­
новки.
Рис. 13-3. Графическое
определение давления па­
Турбина Т-100-130 может работать по сле­
ра в нижнем теплофика­
дующим режимам:
ционном отборе.
I- Теплофикационный режим с двухсту­
пенчатым подогревом сетевой воды, т. е. с по■
догревом в обоих сетевых подогревателях,
этот режим используется при значительных тепловых нагрузках
близких к номинальной ((?“«* = 1 8 5 МВт). При таких режимах пропуск
пара в Ц Н Д близок к минимальному вентиляционному пропуску. Пос­
ледний имеет место при полностью закрытой поворотной регулирую­
щей диафрагме, причем величина 1)цнд= Д к пропорциональна давлению
пара перед диафрагмой рт1.
2. Теплофикационный режим с одноступенчатым подогревом воды в
С/7/ предписывается заводом-изготовителем при температуре подогре­
ва до 75 °С. При этом режиме давление рТ\ однозначно определяется
режимом тепловой нагрузки в соответствии с (13-1).
3. Теплофикационный режим с трехступенчатым подогревом воды,
т. е. с подогревом сетевой воды в теплофикационном пучке конденса­
тора турбины, в С/7/ и С/72. Такой режим называется также режимом
ла в конденсатопе Чтпт
При ЭТОм Режнме отсутствуют потери теп*м у п о и б е г я г п т п п и
режим является наиболее экономичным и кненальной к о м * ачите*ьных тепловых нагрузках, близких к номи­
нальной когда турбина работает по тепловому графику Расход тепла
“ т Гпотерь
™ ь Ттепла
тКеУпЛ
ЭГ в» Тхолодном
Р„0ЭМРГИИисточнике.
“ ЭТ° “ Реж и“ ‘ Р * « “
™ к как
нет
денсашшНИе * кондеисатоРе ПРИ эт°м определяется температурой кон-
<?«
/
и Г ЛГ ТСЯ по®ышенным из-за высокой температуры п по сравнению
ченаМ
вели^иУно°й 70°СКУЛЯЦИ° ННОЙ В° ДЫ ТемпеРатУРа подогрева ограии<?к
А< <7т. П .
гДе Ят.п теплота конденсации пара в теплофикационном пучке кон­
денсатора, а 0 Т.„ — недогрев.
При закрытой диафрагме и вентиляционном пропуске пара из-за
потерь на трение энтальпия пара в Ц НД несколько повышается. Это
означает, что некоторая часть внутренней мощности турбины идет на
преодоление потерь в ЦНД. С ростом давления в конденсаторе эти по­
тери растут, так как пар делается более плотным. По этой причине эффективность использования теплофикационного пучка снижается с повышением т2. Целесообразно подавать воду с температурой т2 до 60 °С.
4. Конденсационный режим с отключенными сетевыми подогрева­
телями.
.
V
?*«■
г
Рассмотрим пример определения давлений в Н
|
теплофикационных
отборах при трехступенчатом подогреве сетевой воды.
Режим тепловой нагрузки:
215 МВт;
<?т
та = 57 °С:
СС.В
885 кг с.
Определим давление пара в верхнем отборе:
<?т
т2н
57 4
+ ^С.П2
Т2+ О
С . В ('В
215-10»
-
885-4,19
+ 1 , 5 = 116,5 °С;
с учетом потерь давления в паропроводе рт2= 0 ,1 9 МПа.
Составляем расчетную таблицу, в которую, задаваясь разными зна­
чениями Дш ь заносим Ри, определяемое из (13-3), и р*, , определяемое
из (13-4). Принимаем теплоту конденсации пара на основании завод­
ских данных: <7сп1 = 2 170 кДж/кг; 0 Сп1=3°С.
° с п г кг/ с
41,7
5 0 ,0
55,4
64 ,0
72,4
Рт1, МПа
*т1н- °С
87
93
97
103
109
Н**1
г-*
с
и
р т1
Т
Пересечение кривых
0,063
0,08
0,092
0,114
0,14
°к.мнн* ет/ с
О ото- кг/ с
Рт1, МПа
5 ,7
6,36
6,92
8,05
9 ,2
47,3
56,5
62,5
72,2
81,5
0,163
0,152
9
0,143
0,125
0,101
Р*Т1 = / ( Я п 1
) дает: р т1 == 0,12 МПа,
Д:.п 1 = 66 кг/с
_На рис. 13-4 дан расчетный режим турбоустановки Т-100-130, кото­
рый может быть основой для расчета любого заданного режима, подоб­
но примеру в § 13-1 для ПТ-60-130.
0 ,5 к г/с
1, 13к г / с
7,17нГ/с
6 ,3 н г/с
0,6В к г /с
0 ,6 8 к г /с
8 8 5 к Д ж /к г
2 ,9 5 и г /с
-ПГП6
/
2,07кг/с
1
ПЧ г
3,52к г/с
7 4 -О н Д ж /к г
Рис. 13-4. Расчетная схема
турбоустановки
Т -100-130
при
расчетном
режиме.
л =0,595; Т)
=0,830;
б З О к Д ж /к г
XVIII—XIX
, «г»* =0.802
XXII—XXIII
И*
а#
Л . .А *
ЗЬЗОнДж/кг
Рис. 13-5. Процесс расширения па
ра в турбине Т-100-130 при рас
четном режиме в I, 5-диаграмме
Я -123.5
кг/с;
<?т —184
МВт:
-1 070 кг/с; т*-35.4° С,
9%Ф
Яс*''
Ос#в
^ИС ^ ^ приведен процесс расширения пара в турбине в 1, 5-диТ-250 240 яЛнЯяппги° Ж6 расчетн01;0 Реж има. Режимы турбоустановки
ется ич эя няпи ЧНЫ Режимам Т-100-130, однако расчет их усложня­
ется из-за наличия промежуточного перегрева пара.
13-3. АНАЛИТИЧЕСКИЕ ВЫРАЖЕНИЯ
ДЛЯ ТЕПЛОВЫХ ХАРАКТЕРИСТИК
ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБИН
!^ак ВИДН0 из § 13-1 и 13-2, расчет теплофикационных турбоустановок
на различные режимы тепловой нагрузки достаточно трудоемок. Суще­
ствуют программы для расчета режимов турбоустановок на ЭЦВМ.
Для проведения анализа режимов работы, проведения сопоставитель­
ных расчетов вариантов, а также для выявления влияния различных
факторов удобно пользоваться аналитическими выражениями для ха­
рактеристик турбоустановок, которые могут быть получены в резуль­
тате обработки заводских расчетных данных или данных испытаний.
Рассмотрим такие характеристики для режима трехступенчатако подо­
грева' Т -100-130, полученные в результате обработки данных тепловых
испытании, проведенных ВТИ.
Уравнения даются в виде полиномов второй степени.
Выше было показано, что при трехступенчатом подогреве как расход пара на турбину, так и развиваемая мощность однозначно зависят
только от режима заданной тепловой нагрузки:
& — /
Мэ = /(Ф г,
т 2> С с . в ) ;
т2, О с .„ ) .
В формулы введены не абсолютные значения переменных величин
От, Т2, Ос.в, а их относительные значения в нормированном масштабе:
=
X
I
—
X
I
(13-6)
&Х(
где Х{ — значение переменной в нормированном масштабе; Х{ — нату­
ральное значение той же переменной; х\ — натуральное базовое значе­
ние переменной; Дх* — шаг варьирования в натуральных единицах.
Для двух областей режимов работы Т-100-130 получены разные
формулы.
Область I
^- 140 < <?т < 200 МВт;
х х « 174 МВт;
735 < Сс.в < 945 кг/с;
Ахг = 1 1 ,6 МВт;
хг = 830 кг/с;
Ах2 = 55,5 кг/с;
36 < та < 53 °С; Х 3 = 45 °С; Длг3 = 5 °С;
р,(кг/с) = 0 = 104,47 -+- 6,59х, + 0,76х2— 1,27дг3-— 0 ,1 8 ^ — 0,23дг|;
(13-7)
у 2 (МВт) = N э = 90,36 + 4,46^ + 1,63л:2 — 2,89х3 — 0,53x2 — 0,36лг|. (13-8)
Область II
170 < <2, < 230 МВт;
780 < Ос.в < 1 Ю0 кг/с;
46 < та < 64 °С;
~х1 = 203 МВт;
Ахх = 17,4 МВт;
х 2 = 945 кг/с;
ха = 55 °С;
Лх2 = 87,5 кг/с;
Лх3 = 5 °С;
у 1 (кг/с) = 0 = 119,47 + 9,63*, + 1,71дг2— 1,54х3 — 0 ,1 4 ^ — 0,22х|
уг (МВт) — N 3 =- 97,58 + 5,85^ + 4,03дг, — З,6х3
(13-9)
Пример пользования.
Задан режим тепловой нагрузки для второй области:
фт = 180 МВт; С?с.в== 1 ООО кг/с; т2= 5 5 ° С .
Находим переменные в нормированном виде
180 — 203
*г = —
х 2
— = — 1,325:
17,4
1 000 — 945
= ------:----------- = 0,565;
97,5
55 — 55
х3
5
Подставляем значения х и х2, х 3 в (13-9) и (13-10):
0 = 119,47 — 9 ,6 3 .1 , 3 2 5 + 1,71-0,565 — 0 ,1 4 - 1 ,3252 — 0 ,2 2 - 0 ,5682 = 116 кг/с;
N 3 = 97,58 — 5 ,8 5 -1 ,3 2 5 + 4,03 0,565 — 0 ,3 3 - 1 ,325а — 0 ,8 -1 ,3 2 5 -0 ,5 6 5
0 ,6 5 -0 ,5 6 5 2 = 9 0 ,7 МВт.
Определим влияние уровня обратной температуры
1 000 кг/с на развиваемую мощность.
Подставляя х, ==— 1,325; х2 = 0,565 в (3-10), имеем:
при <?т = 180 МВт и О с.в =
# = 90,7 — 3,38*3.
Следовательно, при повышении т2 на 5 °С развиваемая мощность снижается на
3,38 МВт, или на 3,73%.
'
. I
^ "
Выясним влияние изменения расхода сетевой воды на развиваемую мощность для
второй области:
Ш
/
4,0 3 + 0,8*! 4 е 0 ,4 % — 1,3% .
дх 2
При XI = 1; х 3 = 1
При х2 = 1, т . е .
дЫ
—
^
= 5 , 2 3 — 1 ,3 * -.
ох 2
ДО = 9 7 ,5 к г/с,
ДЛГ = 3 ,9 3 МВт,
Таким образом, при изменении <2С,В на 10,3% развиваемая мощность изменяется
на 4%.
,
г
Электрическая мощность в мегаваттах для Т -100-130 на конденсационном режиме
описывается уравнением, в которое переменные входят в натуральном масштабе:
# э = — 6,23 + 0 ,2 9 Ш + 0,000580* — 55 2 ,6р2 +
+ 7 2 2 2 р | — 3 ,6 Я р 2 + 0,0009г0 + 0 ,0 0 1 4 5 0 / 0 ,
(13-11)
где /)
расход пара на турбину, т/ч; р2 — давление в конденсаторе, МПа;
— началь­
ная температура пара, °С.
Тепловая характеристика конденсационного режима Т -100-130 (в мегаваттах):
<?э = 187,5 + 2 7 ,1 7 ^ — 1,73х2 + 2 , 82х3 + 0 , 8 5 д : | .
Здесь
» .- « • « .
25
’
_
В
9
(Л^э — МВт;
.
1
*0 — -С;
(13-12)
Р .-0 .0 1
0,003
р 3 — МПа).
Для режима трехступекчатого подогрева сетевой воды турбоустановки Т-250-240
< 2 220Я 7 е^
и^ Р - теРистики для области 2 7 6 < ( ) и < 4 1 5 МВт; 1 6 6 0 < С в.„ <
О (т/ч) = 750,9 + 94,96х1 + 4 ,926*2 - 3,637*3 + 1 , 0 0 6 ^ - 3,5*, *3 + 3,185х|;
(13-13)
N 3 (МВт) = 209,658 + 2 3 ,543*х + 3,585*, — 7 , 666x3
1.402*! + 0 ,7 8 7 ^ х%-
1,287х1 *3 — 0,516*1 — 0.362*2
ц
()т — 348
№
-
(13-14)
<?с.в — 1 940
Хс% —
—- ""
166
55
*з=Щ
-
ких факторов были
писывающие зависимость выходной величины от нескольванием экспеоиментя
м Ы мат^матическим методом, который называется планироиспользования у ж е н я к п п л ^ ^ °Д пРИГ0Ден как для проведения опытов на ТЭЦ, так и для
необходимы пгуи иГПп
«ого материала испытаиий. Аналитические характеристики
вания ТЭЦ
"
ании ЭЦВМ для проектирования и эксплуатации оборудо-
ВОПРОСЫ
ПТ‘60-130?Ие УСЛ° ВИЯ 0ПРеделяют
величину
предельных
отборов
у
турбины
типа
му реж и м у°тепловой5на грузки ? ТеПЛ° В° Й ^
Турб° уСТаНОВКИ ПТ-60-130 по заданно3. В каких режимах может работать турбина Т -100-130?
к'
пппРп11амх0ЖИМа Ра^оты тУРбины Т-100-130 с противодавлением.
ж им еЧ епловоГнагру?киТ ВЛеНИе “ИЖНеГ° теплоФика«»°нного отбора при заданном реными?КаК пользоваться
полиномиальными
формулами
с
нормированными
перемен-
7.
Как влияет на величину удельной выработки электроэнергии на тепловом потреб­
лении изменение температуры в обратной линии и расхода сетевой воды?
Р
Глава четырнадцатая
ТЕХНИЧЕСКОЕ ВОДОСНАБЖЕНИЕ
14-1. ПОТРЕБИТЕЛИ ТЕХНИЧЕСКОЙ ВОДЫ
Отвод тепла из конденсаторов, масло- и газоохладителей и от под­
шипников вспомогательных механизмов, гидротранспорт золы и шлака,
питание химводооч истки осуществляются водой из природных источни­
ков, прошедшей грубую фильтрацию и иногда обработку хлорной изве­
стью для борьбы с микрофлорой. Эта вода называется т е х н и ч е с к о й .
Характеристики потребителей технической воды приведены в
табл. 14-1.
Объемный расход воды через конденсатор определяется из теплово­
го баланса:
О I * а пр
V
(14-1)
Таблица
14-1
Характеристики потребителей технической воды ГРЭС
Показатели на 1 кВт«ч выработанной
электроэнергии
Показатели
Конденсатор турбины
расход воды,
л/кВ т-ч
количество отведен
ного тепла,
к В т ч /( к В т ч )
90— 140
1 ,1 -1 ,3
Маслоохладители
2—3
Газо. и воздухоохладители
3— 4
0 ,0 1 —0 ,0 1 5
1,0— 1,5
0 ,0 0 5
Подшипники вспомогательных меха
низмов
8
Гидрошлакозолоудаление1
Восполнение потерь пара и конденса
та
-;
ш
1 Используется вода после конденсаторов.
13—157
0,03—0,06
0 ,0 0 5 — 0,01
Подогрев
воды.
9— 12
2—3
3—4
где 0 К, |
расход и энтальпия отработавшего пара; ГК — энтальпия
конденсата; I', I" — начальная температура охлаждающей воды и се
температура за конденсатором; 2Рцр — тепло, отводимое от пара из уп­
лотнений, от дренажа П НД и других потоков, поступающих в конден­
сатор:
V
(14-2)
пр
и тогда
V
И Н Д р
ср ( Г -
Рис. 14-1. Принципиальная
схема технического водо­
снабжения.
/ — конденсатор; 2 — циркуляци
онный насос; 3 — воздухо- н га
зоохл адителч | 4 —- маслоохлади
телн; 5 — подшипники вращаю
щихся механизмов; 6 — подъем
ные
насосы;
7 — золоотвал
о — насосы системы гидрозоло
удаления;
9 — хим водоочистка
10, П — подвод и отвод охлэж
дающей воды; 12 — сброс освет
ленной воды.
п
(И-З)
I*-/. <~хема трубопроводов технической
воды в пределах турбоустановки.
13
фильтры; 1 4 — вода на охлаждение подшипни­
ков; 15
эжектор циркуляционной системы (остальные обозначения - С М . рие, 14-1).
Отношение расхода охлаждающей воды (м3/с) к расходу пара в
конденсатор (кг/с):
'
УРк = т
(14-4)
называется к р а т н о с т ь ю о х л а ж д е н и я . У современных турбин
т = ^ и , 1)40— 0 ,0 6 М3/к г.
На конденсационных электростанциях около 92—94% воды посту­
пает в конденсатор и с ней отводится 9 7 - 9 8 % тепла. Поскольку влия­
ние остальных потребителей несущественно, система технического во­
доснабжения выбирается исходя из требований оптимальной работы
конденсационной установки турбин. Подача технической воды осуще­
ствляется насосами (рис. 14-1), напор которых выбирается по падению
давления в контуре охлаждения конденсатора.
Д ля аппаратов, требующих большего напора, устанавливаются
подъемные насосы. Подогретая вода отводится в водоем или искусст­
венный охладитель. Лишь небольшая ее часть поступает на химводоочистку и золоотвал. На золоотвале вода отстаивается (осветляется)
от механических примесей, но растворимые соединения в ней остаются
Сброс воды с повышенным солесодержанием в замкнутые водоемы не-
ц Кг* М’ 3 3 Рек!? нежелателен из-за нарушения солевого баланса.
Наи лее целесообразно возвращать осветленную воду на повторное
использование, а накапливающиеся соли выводить с продувкой, кото­
рая перед с росом должна быть обработана и не должна содержать
биологически вредных соединений.
На рис. 14-2 показана схема трубопроводов технической воды в пре­
делах турбоустановки. К каждой турбине вода подается двумя водово­
дами, рассчитанными на пропуск 50% воды, причем водоводы подклю­
чаются к разным насосам. Это позволяет не останавливать турбину при
аварии в каком-либо узле системы водоснабжения, а лишь уменьшать
ее мощность.
Для турбин большой мощности (Л;э ^ 5 0 0 МВт) число водоводов
увеличивают для того, чтобы их диаметр не превышал 1,8—2 м, посколь­
ку трубы большего диаметра затрудняют компоновку подвала машин­
ного зала. Для чистки конденсатора каждая его половина может отклю­
чаться по воде.
Снабжение водой охладителей масла и газа и вспомогательных ме­
ханизмов осуществляется из перемычки между двумя водоводами. Эта
же перемычка позволяет подавать воду к обеим половинам конденса­
тора при отключении одного из водоводов.
Для отсоса воздуха при заполнении системы водой служит эжектор.
Р И ИИИИН И И И °
снабж ен и я
с исп ользо ва н ием
рек
И ВОДОЕМОВ
Если сток реки превышает потребности в технической воде, то водо­
снабжение ТЭС организуется по прямоточной схеме (рис. 14-3): вода
забирается из реки насосами и после однократного использования сбра­
сывается обратно в реку, но ниже по течению, чтобы исключить смеше­
ние свежей холодной воды с использованной подогретой. Насосы раз­
мещаются в береговой насосной ниже минимального горизонта воды в
реке, что исключает срыв потока на всасе. Водоводы прокладываются в
земле. Вне площадки ТЭС имеется открытый отводящий канал.
На сливе воды из конденсаторов сооружаются сифонные колодцы
(рис. 14-4), уменьшающие геометрический подпор на величину Я СИф.
Теоретически # сиф= Ю м, но практически она не должна превышать
7,5—8 м.
Если сток недостаточен, то для водоснабжения может использоваться естественный или искусственный водоем (рис. 14-5). Его размеры
должны быть такими, чтобы при движении воды от места в ы п у с к а
до места забора она успевала охладиться до желаемой температуры.
Такие сооружения называются п р у д а м и - о х л а д и т е л я м и , а схема
водоснабжения—о б о р о т н о й , поскольку в ней циркулирует одна и та
же вода. Дополнительная вода требуется лишь для покрытия потерь
с испарением и фильтрацией. Теплообмен между водой и воздухом
происходит в зонах транзитного потока и водоворота. Поэтому гидрав­
лический режим пруда-охладителя стремятся организовать так, чтобы
доля застойной зоны была возможно меньше.
При отсутствии сброса теплой воды в водоеме устанавливается рав­
новесие между поглощенной энергией солнечной радиации <2Р и теп­
лом, отводимым в окружающую среду за счет конвекции <2к и испаре­
ния ^в:
<гр - < ? и + <?к.
(14-5)
Температура воды 1е, при которой достигается это равновесие, на­
зывается естественной. Она зависит от климатических условий, време­
ни года и глубины водоема. Значение /е может быть рассчитано или
принято на основании наблюдений за аналогичными водоемами. При
Рис. 14-3. Схемы водоснабжения с использованием рек и водоемов.
а — централизованная; б — блочная* 1 — трирнмо »
__
2 - течение в пруде-охладителе при оборотной схеме* 3
ные насосы; 5 — напорные водоводы- 6 — с л и в н ^
щне водоводы; « -п е р е к л ю ч а т е л ь н ы й колодец;
отведя щ и !
" Р 4 МОТОЧНОЙ схеме»
' ~ ЧиРкУл »ЧИОн-
5
Рис.
14-4.
Схема сливного
колодца.
сифонного
/
приемный колодец; 2 — всасывающ ая тру­
ба; 3 — циркуляционный насос; 4 — напорный
трубопровод;^ 5 — конденсатор; 6 — сифонная
труба; 7 — сливной колодец.
1
Рис. 14-5.
Схема
пруда-охладителя.
/ — площ адка электростанции; 2 — берего­
вая
насосная; 3 — плотина; 4 - дам ба:
5 — транзитный
поток;
$\ водовор
'
*т;
7 — застойная зона; 8 - отводящий канал.
сбросе в пруд-охладитель теплой воды равновесие достигается при бо­
лее высокой температуре // = / е- |- 6 п о с к о л ь к у требуется отвести боль­
шее количество тепла. Величина Ы зависит от тех же факторов, что и
а также от температуры подогретой воды I" и площади акватория
пруда-охладителя /•'пр. Значение Ы тем меньше, чем меньше Д1 = 1" —1§
и больше Рпр. Расчеты по выбору площади акватория пруда произво­
дятся по специально разработанной методике. Обычно на ТЭС А1 =
9-7-12°С (соответствует т
т = 0 , 045-^0,06 м3/к г ), б * = 5 - ь 9 ° С , /7пр=
= (7-г-9) Л^ст, м2.
Температура насыщения в конденсаторе, от которой зависит ваку­
ум, а следовательно, и к. п. д. турбины, равна:
Iк г
где Д/к температурный напор на выходе оды из конденсатора.
В свою очередь
Д* и / ' = г е+ б / , поэтому
Поскольку
зависит от природных условий, уменьшить /к можно
лишь за счет остальных слагаемых, но это требует дополнительных ка­
питаловложений. Д ля уменьшения АI следует увеличить расход охлаж ­
дающей воды, что требует увеличения мощности насосов и сечения во­
доводов. Уменьшение б! и А(к сопряжено с увеличением площади пруда-охладителя и поверхности теплообмена конденсатора.
Определение оптимальных значений А/, Ы и А я в л я е т с я сложной
инженерной задачей, решаемой при проектировании ТЭС.
Пример. Определить площадь акватория пруда-охладителя и давление в конден­
саторах турбин ГРЭС мощностью Мст = 1,8-103 кВт (г = 6, # а= 3 0 0 0 0 0 кВт) по следующим данным теплового расчета турбины и конденсатора: расход пара в конденсатор
/> к = 166 кг/с; тепло, отдаваемое 1 кг пара в конденсаторе, д кон' = / к—/^ = 2 250 кДж/кг;
расход охлаждающей воды V ==*Ю м3/с; температурный напор на выходе воды из кон­
денсатора А /К= 6°С; температура воды в пруде-охладителе Г = 1 2 ° С .
1. Площадь акватория пруда-охладителя
Р пр
8 -Ыст
1 4 ,4 - 10е м2 = 14,4 км2.
2. Кратность охлаждения
т — 10/166= 0,06 м3/кг
3. Нагрев охлаждающей воды в конденсаторе
А/
*7кон
т
Р ‘
9 °С,
где ср= 4 ,1 9 0 кДж/кг — теплоемкость воды.
4. Температура насыщения в конденсаторе
=; Л
5. Давление в конденсаторе рк
ра на линии насыщения.
1 А/к + А/ = 27 С.
К**) = 3 ,5 к П а | по таблицам свойств воды и па-
14-3. СИСТЕМЫ В О Д О С Н А БЖ ЕН И Я
С ИСКУССТВЕННЫМИ О Х ЛА ДИ ТЕЛЯМ И
Недостатком прудов-охладителей является большая площадь, зани­
маемая ими. Более компактны искусственные охладители, в которых
вода дробится на капли или стекает в виде пленок. Благодаря этому
увеличивается поверхность теплообмена между водой и воздухом. Н а
ТЭЦ наиболее распространены системы с башенными охладителямиградирнями (рис. 14-6). Нагретая у потребителей вода поступает в гра­
дирню на высоте 7—8 м от уровня земли и распределяется по желобам
со сливными трубками в днище (рис. 14-7). Из трубок вода падает на
розетки, дробится и стекает вниз в виде капель, которые дополнитель­
но дробятся на горизонтальных деревянных брусьях решетника. Соби­
рается вода в бассейне и по самотечным каналам поступает на всас
насоса. Навстречу падающим каплям воды движется поток воздуха,
создаваемый либо самотягой башни, либо вентилятором. Охлаждение
воды достигается в основном за счет испарения. Воздух при этом насы­
щается парами. Конвективный теплообмен имеет небольшое значение.
Градирни рассмотренного типа называются к а п е л ь н ы м и . В градир­
нях другого типа — п л е н о ч н ы х — вместо решетника устанавливаются
почти вертикальные щиты с зазором 40—50 мм (рис. 14-8). Вода тон­
кими пленками стекает по поверхности щитов, омываемых встречным по­
током воздуха, частично испаряется и охлаждается. Отношение расхо­
да воды к площади поперечного сечения градирни, орошаемого водой
(площади орошения),
9=
( 14- 6)
1 ор
называется п л о т н о с т ь ю о р о ш е н и я .
Конденсатор
турбины
Ц иркуляцией
иый насос
й о б а б ко боды
Рис. 14-6. Циркуляция воды в схемах оборотного
дирнеб.
юдоснабжения с гра-
™ *аП2рРЫЙ т РУбопР°в°д » 2 — желоб со сливными трубами; 5 — разбрызгивающие рошнй 1 1 Г ч.РеГ
НИК;
сборный бассейн;
вы тяж ная башня; 7 - водоподводя­
щий канал, 8 — водоприемный колодец; Р — продувка;
/0 — ввод хлорной извести11 — указатель уровня; 12 — приемный клапан нассса,
*
Рис. 14-7. Разбрызгивающее устрой­
ство капельных градирен.
1 — желоб* 2 — сливная труба; 3 — розетка;
4 — решетник.
Рис. 14-8. Установ
ка щитов пленоч
ных градирен.
Для капельных градирен <7=2,5-^3,5 м3/(м 8-ч),
а
для
пленочных
(I 5ч-7 м3/(м 2-ч).
дуТа^таТкГк°пТ
пиС
1Ь
о
°
Р.?Ш
1
ИИЯ;
_Тем
больше
должна
быть
скорость
воздуха, так как при малом его расходе он насытится одяными парами, и охлаждение прекратится. Скорость воздуха в градирнях
И Н Н Ш л ипрнЯ И Я И Ш Р В03ДУШНЫМ " ««к ом . Срыв пленки наступает
шая скорость воздуха, и большая
плотность орошения. Этот тип
градирен в основном и применя
стоя в СССР. При указанной
плотности орошения и начальной
относительной влажности воздуха 60% температура охлажден­
ной воды в пленочных градирнях
на 4—7°С выше температуры во иО
духа, при 90% — на 10—12 °С. I
В градирнях достигается мень
шее охлаждение воды, чем в пру
дах-охладителях. На ТЭЦ, где ос­
новная выработка электроэнергии
происходит на отборном паре, по­
вышение температуры охлаждаю-
УН0С КаПеЛЬ- ПоЭТ0МУ "
Машинный зал
станции
I
Рис. 14-9. Схема оборотного водоснабжения
с градирнями.
1 —• продувка; 2 — градирни; 3 — переключательный
колодец; 4 — напорные магистрали; 5 — циркуля­
ционные насосы у турбин; б — конденсаторы;
7 — приемные колодцы; 8 — во дол од водящие само­
течные каналы, 9 — подвод добавочной воды,
Рис. 14-10. Схема оборотного водоснабжения с брызгательным
устройством.
/ — напорный трубопровод; 2 — коллектор; 3 — распределительный трубопровод: 4 — разбрызгивающие сопла; 5 - водосборный бассейн;
6 — насосы; 7 — конденсатор; 8 — подводящий
канал; Г, В — горизонт
воды.
щей воды не столь существенно, как на ГРЭС. С другой стороны, ком­
пактность градирен в сравнении с прудами-охладителями является важ ­
ным фактором в пользу их применения на ТЭЦ, расположенных, как
правило, вблизи крупных населенных пунк­
тов, где отсутствуют свободные территории
для размещения больших водоемов. Схема
водоснабжения с градирнями (рис. 14-9)
выполняется с двумя нитками водоводов.
Циркуляционные насосы устанавливаются
обычно в машинном отделении — по два на
турбину с подсоединением к разным водо­
водам для повышения надежности, но без
резерва.
В качестве охладителей на ТЭЦ малых
Рис. 14-11. Схема конденсаци­
мощностей используются также брызгательонной установки с сухой гра­
ные бассейны (рис. 14-10). Разбрызгивание
дирней Геллера.
воды в них происходит посредством сопл за
/ — турбина; 2 — генератор; 3 — сме­
счет напора насосов. Плотность орошения
шивающий конденсатор; 4 — сухая
градирня; 5 — циркуляционный на­
составляет 0,8— 1,3 ШШШШЯЯЩ
м3/ч на 1 м*
*'2 площади
сос;
6 — конденсационный
насос;
бассейна, т. е. 0,1 0,15 м2/кВт. В рассмот7 — группа ПНД; 8 — деаэратор.
ренных типах охладителей из-за испарения и других потерь требуется
значительное количество подпиточной воды — около 300 т/ч на 100 МВт,
Этого недостатка, особенно существенного в маловодных районах, ли­
шены сухие градирни Геллера (рис. 14-11), в которых потери воды
практически отсутствуют. В схемах с сухими градирнями охлажденная
вода поступает в конденсатор смешивающего типа. Образовавшаяся
смесь конденсата и охлаждающей воды частично откачивается в деаэра­
тор. Большая часть воды (около 98,5%) циркуляционными насосами по­
дается в градирню, представляющую собой поверхностный теплообмен­
ник, в котором тепло от воды передается окружающему воздуху. После
этого охлажденная вода вновь возвращается в конденсатор. Системы
с сухими градирнями дороже других типов охладителей. В районах
с низкой зимней температурой возможно замерзание в них воды, а при
наличии в воздухе пыли — загрязнение поверхностей охлаждения. Из-за
этих недостатков сухие градирни не получили распространения.
Пример. Проверить достаточность установки восьми типовых градирен с поверх­
ностью орошения по / ?ор = 1520 м* для ТЭЦ с четырьмя турбинами Т-100-130.
1. Расход охлаждающей воды на турбину по техническим условиям
К = 16000 м»/ч.
2. Общий расход охлаждающей воды на ТЭЦ
2 V = 4У = 64 000 м®/ч.
3. Плотность орошения
XV
4 = г г — = 5 , 3 м8/(м а-ч),
°Р
что удовлетворяет рекомендациям [ д = 5н-7 м*/(мг-ч)1.
|
ВОПРОСЫ
1. Каким соотношением связан механический к. п. д. турбоагрегата с количеством
тепла, отводимым из маслоохладителей?
2. Как изменится расход электроэнергии на собственные нужды ТЭС если коатность охлаждения конденсаторов увеличится?
'
3. Почему в прудах-охладителях воду целесообразно забирать из глубинных слоев?
^ ля 60РЬ6Ь1 с тепловым «загрязнением> водоемов (биологически недопустимого
повш щ ш я температуры воды) может быть предусмотрено двухступенчатое охлаждение:
градирнях и прудах-охладителях. Составьте такую схему водоснабжения.
р
Г лава пятнадцатая
КОМПОНОВКИ ГЛАВНОГО КОРПУСА
ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
15-1. Т И П Ы К О М П О Н О В О К И Т Р Е Б О В А Н И Я К Н И М
Размещение оборудования в главном корпусе, т. е. его компоновка
зависит от типа электростанции (ТЭЦ или ГРЭС), вида сжигаемого
топлива, мощности основного оборудования, состава вспомогательного
оборудования, климатических условий.
На неблочных пылеугольных электростанциях оборудование глав­
ного корпуса размещается в четырех отделениях: котельном, бункер­
ном, деаэраторном и машинном (рис. 15-1, 15-2). Турбины ТЭЦ мощ­
ностью 50 МВт и выше размещаются поперек машинного отделения а
меньшей мощности —вдоль (цугом).
На блочных пылеугольных ГРЭС бункерное и деаэраторное отделе­
ния объединены в одно бункерно-деаэраторное отделение (рис 15-3)
Это обусловлено следующим:
*
а)
у блоков запас воды в деаэраторах, а следовательно, и размеры
последних меньше, чем у неблочных установок, на блочных ГРЭС так­
же отпадает необходимость в выделении специального помещения для
прокладки поперечных связей;
16250
19500
19500
19500
19500
20500
19500
19500
19500
19500
19500 \?750
6500x36+7000 у 2
2Ш00
Рис. 15-1. Компоновка главного корпуса пылеугольной ГРЭС с поперечными связями.
план; 1 — турбина К-100-90; 2
регенеративные
подогреватели; з —
а — поперечный разрез; 6
. ___ __црнииц_Я
ры топливоподачи; /7 — бункер
буйке
угля;
тательные насосы; 4 — деаэратор; 5 — РУСР; 6 — конвейеры
* — бункер пыли; 9 — углеразмольная
__________
мельница;
10 —'Сепаратор; 11 — циклон; 12 — мостовые краны;
вентилятор;
15 — электрофильтр; 16 — дымосос; 17 — р у
/ 3 — паровой котел 0 - 2 3 0 т/ч; 14 — дутьевой вен___
Ш
электрофильтров; 18 — турбонасос; 19 — деаэратор 0,118 МПа; 20 — бак питательной воды; 21
дымовая труба; 22, трубопроводы.
I
б) укрупненное вспомогательное оборудование турбин и котлов
большой мощности имеет меньшие удельные размеры, чем вспомога­
тельное оборудование более мелких агрегатов;
в) вспомогательное оборудование на ТЭЦ по сравнению с ГРЭС
такой же электрической мощности имеет большую производительность
из-за большей тепловой мощности основного оборудования.
Благодаря этому мощное вспомогательное оборудование блочных
ГРЭС удается разместить в одном объединенном отделении, попереч-
I
4*6000*24000
Рис. 15-2. Компоновка главного корпуса пылеугольной ТЭЦ.
Я
В
Е
Я Ш
б _ п л а н ; 1 - тУРбиаа ПТ-60-130/10; а - т у р б и н а Р-25-130/18; 3 - котлоагвегат
~ углеразмольвые мельницы; 5 - ц и к л о н ; 5 - с е п а р а т о р ; 7 _ конвгйеоы топлим подаяи
8
дутьевой вентилятор; 9 — золоуловитель; 10 — дымосос; /У — деаэратор; 12 — РУСР- / 3 — помеще­
ние теплового щита; 14 деаэратор теплосети; /5 _ питательные электронасосы; 16 - п о д о г р е в а т ь »
сетевой воды; 17 — питатели сырого угля.
ныи размер которого меньше, чем сумма поперечных размеров бункер­
ного и деаэраторного отделений неблочных ГРЭС и ТЭЦ
Турбины мощностью до 500 МВт на блочных ГРЭС размещают по­
перечно, а мощностью 800 МВт (одновальные) и более — продольно изI? а п п о И длины- Д ля поперечного размещения турбины
К-оШ-24и-11 требуется машинный зал с поперечным размером около
оо м, что технически трудно осуществимо (максимальный поперечный
^ Ш Ш Ш 0Г0 зала Действующих ГРЭС—45 м, а для турбины
К-500-240 по проекту 54 м). По типу блочных ГРЭС компонуются в
ряде случаев неблочные установки с турбинами К-100-90.
На газомазутных ТЭС всех типов имеется три отделения: котель­
ное, деаэраторное и машинное (рис. 15-4). Расположение турбин, как
и на пылеугольных электростанциях, зависит от их типа и мощности.
Размещение деаэраторного или бункерно-деаэраторного отделения
между котельным и машинным является компоновочно удобным, по­
скольку в этом отделении находится оборудование, тяготеющее одно­
временно и к котлам, и к турбинам. Деаэраторное и бункерно-деаэраторное отделения сооружаются в виде этажерки, образующей прост­
ранственную раму, на которую передаются горизонтальные усилия,
действующие поперек здания (от ветра и от торможения мостовых
кранов). Колонны наружных стен, образующие плоскую продольную
раму, такие усилия воспринимают плохо.
Компоновка оборудования в здании называется з а к р ы т о й . При
благоприятных климатических условиях оборудование может устанав­
ливаться на открытом воздухе и иметь лишь местные укрытия (рис.
15-5). Такие компоновки называются о т к р ы т ы м и . Если вне здания
размещен только котлоагрегат, то компоновка называется п о л у о т ­
крытой.
Агрегаты на ТЭС нумеруются в порядке их установки. Торцевая
стена главного корпуса со стороны первых котла и турбины называет­
ся п о с т о я н н ы м
т о р ц о м . Противоположный торец называется
в р е м е н н ы м . Он переносится по мере установки новых агрегатов.
Продольные ряды колонн обозначаются буквами, а поперечные —
цифрами. Для основных геометрических размеров приняты следующие
названия:
п р о л е т — расстояние между осями колонн в поперечном направ­
лении;
ш а г п о к о л о н н а м —расстояние между осями колонн в продоль­
ном направлении;
ш а г по к о т л а м (ту р б и н а м)—-расстояние в продольном на­
правлении между осями смежных котлов (турбин);
я ч е й к а к о т л а ( т у р б и н ы ) — часть котельного (машинного) от­
деления, занятая одним котлом (турбиной) с относящимся к нему вспо­
могательным оборудованием.
На блочных ГРЭС шаг по котлам и турбинам одинаковый и на­
зывается ш а г о м по б л о к а м . Благодаря единому шагу все обору­
дование блока компонуется в единой б л о ч н о й я ч е й к е . В против­
ном случае происходил бы сдвиг котлов относительно турбин и, как
следствие, удлинение коммуникаций блока и нарушение единообразия
компоновки, что усложняет проектирование, монтаж и эксплуатацию
оборудования. Равенство шагов по котлам и турбинам достигается за
счет изменения поперечных и высотных размеров главного корпуса и
соответствующей перекомпоновкой оборудования. Например, деаэра­
торы могут быть расположены либо продольно (рис. 15-1), либо попе­
речно (рис. 15-3). В последнем случае требуется меньший шаг, но
больший пролет. На иеблочных ТЭС равенство шагов по котлам и тур­
бинам при одинаковом их количестве является весьма желательным
(рис. 15-2). Во всех случаях стремятся, чтобы длина машинного отде-
•
э*
н
о
ю
О)
1И
л
н
о
Я
о
см
*
9
о
о
сойV В
й»
2
се
X
5 X•
О СО
О .
>%С
*- 1
о I
и ю
^
(Г) #СО
0. 0о1.
и. (0
сеь
о
•5
о в
а: 3
э*
X
о в
*
•=
:
ои
\с С
а
о Ос
2 11
** а
о•—*
!>*
а>
2
3
у
с
со
ш
О
X
о
5"^
и
о
СО
1
ю
а,
лсния была близка к длине котельного. В частности для этого прини­
мают продольное расположение турбин, как на рис. 15-1. Обгон одного
отделения другим удлиняет коммуникации и усложняет оперативную
с в я з ь I ИЖ'
Оборудование главного корпуса располагают в соответствии с тех­
нологической последовательностью, что сокращает протяженность ком-
30,67
******
РУСН
39000
Кабельный
полуэтаж
30000
15500
Рис. 15-4. Поперечный разрез по главному корпусу гзбомазутной ТЭЦ
Рис. 15-5. Поперечный разрез по главному корпусу ТЭС открытого типа.
муникаций. Например, регенеративные подогреватели устанавливают­
ся вблизи турбин и в порядке, соответствующем последовательности
прохождения через них конденсата и питательной воды. Однако выдер­
жать этот принцип для всех технологических трактов одновременно не
всегда удается. Так, например, при установке питательных насосов
вблизи деаэраторного отделения (рис. 15-1) уменьшается протяжен­
ность всасывающих и напорных трубопроводов питательной воды но
увеличиваются расстояние от котла до турбины и протяженность глав-
ных паропроводов. Оборудование следует располагать компактно, что­
бы уменьшить стоимость строительства здания, но в то же время дол­
жны учитываться требования эксплуатации, основными из которых яв­
ляются:
а) строгое соблюдение правил техники безопасности и норм про­
мышленной санитарии;
б) удобство обслуживания — доступность для управления и внеш­
него осмотра оборудования в рабочем состоянии.
В компоновках должны быть учтены требования, связанные с ре­
монтными работами: наличие ремонтных площадок между агрегата­
ми и у торцов здания и возможность транспортирования оборудования
с помощью кранов, монорельсовых подъемников или напольных
средств.
15-2. КОМПОНОВКА КОТЕЛЬНОГО И БУНКЕРНОГО
ОТДЕЛЕНИЙ. ВЫБОР ДЫМОВЫХ ТРУБ
На рис. 15-1 показаны компоновки с установкой котла, топка кото­
рого повернута в сторону машинного отделения. Возможна компонов­
ка с разворотом топки в противоположную сторону — к наружной стене
(рис. 15-6). Преимуществом второго варианта является меньшая про­
тяженность как главных трубопроводов между котлом и турбиной, по­
скольку пароперегреватели и экономайзер размещаются в конвектив­
ной шахте, так и воздуховодов от вынесенных воздухоподогревателей
к горелкам. Однако поворот топки к наружной стене требует проклад­
ки газоходов от котла к дымососам через все котельное отделение. Это
не только увеличивает их протяженность, но и ухудшает компоновку
котельной из-за больших поперечных размеров газоходов. Кроме того,
удлиняются пылепроводы к горелкам, так как со стороны бункерного
отделения находится конвективный газоход, а не топка котла. Из-за
этих недостатков на пылеугольных ТЭС котлы устанавливаются топ­
кой в сторону машинного отделения. На газомазутных электростанци­
ях котлы имеют меньшие габариты, что упрощает прокладку в котель­
ной коробов дымовых газов, а пылепроводы вообще отсутствуют. По­
этому компоновки газомазутных котлов с разворотом топки в сторону
наружной стены (рис. 15-6) не имеют недостатков, присущих пыле­
угольным котлам, а перечисленные в начале преимущества сохраня­
ются. Особое предпочтение отдается варианту с разворотом топки на­
ружу при газомазутных моноблоках со сравнительно свободной компо­
новкой котельных агрегатов.
В соответствии с правилами взрывобезопасности, существовавшими
до Отечественной войны, бункерные отделения размещались у наруж­
ной стены (рис. 15-7). При таком их расположении уменьшается длина
трубопроводов между котлом и турбиной, но зато газоходы проходят
через бункерное отделение, насыщенное пылеприготовительным обо­
рудованием и имеющее, как правило, и без того стесненную компонов­
ку. При вынесенных регенеративных воздухоподогревателях, получив­
ших широкое распространение после войны, через наружное бункерное
отделение проходят и воздуховоды, что еще больше усугубляет недо­
статок таких компоновок, в связи с чем для современных ТЭС они не
применяются.
При компоновке бункерного отделения особое внимание уделяется
мероприятиям, обеспечивающим беспрепятственное движение топлива
в бункерах и течках. Бункера должны иметь вертикальные гладкие
стенки со скругленными углами. Стенки устья бункера, течки сырого
угля, возврата и пыли должны составлять с горизонтом угол не менее
55°. Пылепроводы не должны иметь нисходящеподъемных участков
(«мешков»), в которых возможно отложение пыли.
208
г т 7 5 п^ лесисте^ с ШБМ должна предусматриваться механизация
I I I 7 А »А
ыгрузки и сортировки шаров; двигатели мельниц Щ-50 и
- в * 1и НЫ Размещаться в зоне обслуживания мостовыми кранами
ольшои массы. Около молотковых мельниц предусматривает­
ся место для выема ротора.
Рис. 15-7. Компоновка главного корпуса с наружной бункерной этажер­
кой (поперечный разрез).
6000
Рис. 15-8. Конструкция всасывающего кар­
мана (размеры указаны в долях от наруж­
ного диаметра рабочего колеса).
Р и с 15-9. Коллектор с подводящими я
отводящими газоходами между электро­
фильтрами и дымососами.
На современных ТЭС все оборудование газовоздушного тракта или
значительная его часть (воздухоподогреватели, дымососы, вентилято­
ры, золоуловители) размещается вне главного корпуса, на так назы­
ваемой открытой площадке (рис. 15-3). Только в суровых климатиче­
ских условиях ^при средней температуре за самую холодную пятиднев­
ку (ниже
28 °С) тягодутьевые машины и воздухоподогреватели уста­
навливаются в здании.
Экономичность работы тягодутьевых машин во многом зависит от
тщательности выполнения примыкающих участков газохода. На рис.
15-8 показана конструкция всасывающего кармана, обеспечивающая
плавный вход газа в каналы рабочих лопаток. На выходе из тягодутье­
вых машин предусматривается установка диффузоров для преобразо­
вания скоростного напора потока в статический. Д ля плоских диффу­
зоров (две стенки параллельны) угол раскрытия должен быть не бо­
лее 20 , а для пирамидальных — не более 10°.
При выполнении раздающих и собирающих коллекторов необходи­
мо стремиться не только к снижению их гидравлического сопротивле­
ния, но и добиваться равномерной раздачи и сбора газа по параллель­
ным потокам. Пример выполнения раздающего коллектора показан на
рис. 15-9.
Д ля очистки дымовых газов от золы на современных ТЭС устанав­
ливают электрофильтры. Степень улавливания золы в электрофильт­
рах составляет 98—99%. Д аж е при столь высокой степени очистки вы­
брос золы из труб крупных ТЭС составляет несколько десятков тонн
в сутки. Кроме того, в дымовых газах содержится биологически вред­
ный сернистый ангидрид ( 5 0 2). Санитарными нормами установлена
предельно допустимая максимальная разовая концентрация (ПДК) зо­
лы и 3 0 2 в воздухе в количестве 0,5 мг/м3 на уровне дыхания. Д ля то­
го чтобы снизить концентрацию вредных выбросов, увеличиявйэт пло­
щадь рассеивания дымовых газов за счет увеличения высоты дымовой
трубы. Если на электростанции установлено N одинаковых дымовых
труб с суммарным выбросом дымовых газов через них V, м3/ч, то не­
обходимая высота дымовых труб в метрах определяется из соотношения
н = Л/
У
П
Амрт л /
—Сф
Д
К
у
N
У
(
1 у
х
-
1 и
)
’
где А коэффициент, определяемый атмосферными условиями в зави­
симости от района составляет 1 2 0 -2 0 0 град1/3; ^ - с у м м а р н ы й выброс
в атмосферу золы или 5 0 2, г/с; Р—коэффициент, учитывающий ско­
рость осаждения примеси в атмосфере; для газов Р ~ \ , для золы Р =
— 2 ; т — коэффициент, учитывающий скорость газов на выходе из ды­
мовой трубы:
л
Скорость газов, м/с . . 10—15 20—25 30—35
Коэффициент т . . .
,
1
0,9
0,8
^ - к о н ц е н т р а ц и я вредных соединений от других источников (фон)
мг/м , ^ух, /в — температура уходящих газов и средняя температура н а­
ружного воздуха за самый жаркий месяц.
Н а ТЭС применяются Трубы высотой 120, 150, 180, 250 м Проекти­
руются трубы высотой 320 м. Диаметр устья дымовой трубы определя­
ется технико-экономическим расчетом. Чем меньше диаметр, тем тру­
ба дешевле, но больше скорость и гидравлические потери. Д ля высо­
ких дымовых труб скорость В устье принимается 30—40 м/с. Увеличение
высоты дымовых труб не является кардинальным решением проб­
лемы защиты воздуха от вредных выбросов. В связи с этим в СССР и
других странах изыскиваются пути извлечения из топлива или продук­
тов сгорания содержащихся в них вредных соединений, прежде всего
210
соединении серы. По современным представлениям круговорот серы в
природе происходит следующим образом. В верхних слоях атмосферы
под действием ультрафиолетовых лучей из свободного водорода обра­
зуется аммиак (МНз). Реагируя с сернистым ангидридом, кислородом
и водой, он образует сернокислый аммоний:
-
выпадающии на землю вместе с осадками. Этот процесс протекает мед­
ленно—около б суток, концентрация 50г в атмосфере может быть весь­
ма высокой и опасной не только для здоровья людей, но и для окру­
жающей природы.
* 5 '
15-3. КОМПОНОВКИ МАШИННОГО И ДЕАЭРАТОРНОГО
ОТДЕЛЕНИИ
В машинном зале ГРЭС устанавливаются турбоагрегаты со вспо­
могательным оборудованием, питательные насосы, а на ТЭЦ — еще и
оборудование теплофикационной установки и весьма часто циркуляци­
онные насосы.
>
’
В компоновках с объединенным бункерно-деаэраторным отделени­
ем у фасадной стены машинного отделения обычно располагают РУСР
6 кВ. Если же имеется самостоятельное деаэраторное отделение (ТЭЦ,
неблочные ГРЭС, блочные газомазутные ГРЭС), то РУСР 6 кВ распо­
лагают в деаэраторном отделении. '
.
Размеры машинного отделения ТЭЦ на 1 кВт, мощности в 1,5—2
раза больше, чем на ГРЭС, как из-за наличия теплофикационной уста­
новки, так и из-за больших размеров вспомогательного оборудования,
что обусловлено большим, чем на ГРЭС, удельным расходом пара.
При продольном расположении турбин пролет машинного зала оп­
ределяется не столько шириной фундамента турбоагрегата, сколько
размещением вспомогателного оборудования при минимальной протя­
женности трубопроводов между ним и турбиной. При поперечной ком­
поновке минимальный пролет определяется длиной фундамента турбо­
агрегата с учетом габарита выема ротора генератора.
Преимуществом поперечной компоновки в сравнении с продольной
является более простой подвод пара к турбине, что особенно важно
для блоков, имеющих промежуточный перегрев, а недостатком — уд­
линение циркуляционных водоводов.
При продольной компоновке между стеной ряда А и конденсатором
выполняется местное заглубление — ц и р к у л я ц и о н н ы й п р и я м о к .
В нем прокладываются циркуляционные водоводы, устанавливаются
конденсатные и циркуляционные насосы (ёсли нет береговой насос­
ной). Для прокладки других трубопроводов, тяготеющих к полу, преду­
сматриваются каналы, а для к аб ел я — тоннели. Такая конструкция ма­
шинного зала называется б е с п о д в а л ь н о й .
При поперечной компоновке в машинном отделении для тех же це­
лей предусматривается подвал. Отчасти это обусловлено большей дли­
ной циркуляционных водоводов, вследствие чего приямок для них з а ­
нимал бы около 30% площади пола машинного отделения против 10%
при продольном расположении. Отчасти же это связано с тем, что по­
перечно компонуются крупные турбины со сложной системой трубопро­
водов и для их прокладки подвал предпочтительнее каналов, несмот­
ря на более высокую стоимость подвальной конструкции. Высота под­
вала определяется диаметром циркуляционных водоводов с учетом
диаметра труб, пересекающих водовод, и составляет 2,5 3,5 м. Под­
вал не должен заглубляться ниже отметки заложения фундаментов, а
чтобы он имел необходимую высоту, верхнее перекрытие подвала (пол
машинного отделения) поднимают над уровнем земли.
омещение между оперативной отметкой обслуживания турбины
и полом машинного отделения называется к о н д е н с а ц и о н н ы м
ьго высота в метрах должна быть не менее
Я К н ур + #во + Я
# я нас»
п
0
1
ни*р//™ ~ РаССТ0ЯНИе. ПО веРтикали И уровня воды в конденсатосборнике до оперативной отметки, зависящее от размеров конденсатора и
соединительного патрубка между турбиной и конденсатором, м- Н вс—
ч ^ к и е МпЫ
отРпиДП° Р Н3 ВСаСе К0нденсатн0г0 насоса< м; Я пот - гид’равлиш
всасывающем конденсатопроводе, м; Я нас —высота
нп?«УиР
всасывающего патрубка вертикального конденсатного насоса или оси горизонтального насоса, м; если насос заглублен
по отношению к полу, то Я нас берется со знаком минус
за™уолен
' Я Ш ш машинного отделения выбирается так, чтобы обеспечивакраном
° СТЬ трансп°РтиР°вания статора генератора мостовым
Н
установки деаэраторов определяется необходимым подпо­
ром на всасе питательного насоса и вычисляется следующим образом:
нд
^нас
Н под “Ь Н пот»
гяв Й й У Ш о т м е т к а установки деаэратора и оси питательного насо’
" иот ~ необходимый подпор на всасе насоса и гидравлические потери во всасывающем трубопроводе, м
уголВь„ДГ Т , ТГ°РпНГ отделении всех газомазутных и неблочных пылеРОУ и БРОУ Р,а ?тМеЩаЮТСЯ также трубопроводы с узлами арматуры,
ственного р а с х о д Г ф У Г р Т еяНИЯ * РаспРеделительное устройство соб„ ™ го Расхода (РУСР), а в объединенном бункерно-деаэраторном
отделении пылеугольных блоков — еще и оборудование и бункера си­
стемы пылеприготовления. Но во втором случае РУСР выносится в ма
шинныи зал к стене ряда А (рис. 15-3)
выносится в мамазут“
ыГбТо,Т
ныР
ха
гР°5гЖеНИЯ
РУСР
в
М
Щ
р
отделении
газоЦ Ш И блочных ГРЭС упрощает компоновку машинного отделения
сравнении с пылеугольными блочными ГРЭС. Это обстоятельство
Ж
позволило разработать компоновку г а з о м а з ^ о г Т б Г о к а
300 МВт в ячейке длиной 36 м против 48 м для пылеуго^ьного блока
15-4. ТИПОВЫЕ ПРОЕКТЫ ГЛАВНЫХ КОРПУСОВ ТЭС
Главные корпуса, как правило, сооружаются по типовым В И й ! м
КаЖВДЫ" „ " 3. “ 10рЫХ пРедназначается В
нескольких ти п о” агрегатов'
пргЛ ч ”
проектах
выдержаны
единство
основных
компоновочных
реШеНИИ и ШИППКЯЯ уингЬииоття
_______
очных
однотипность
1 также
деаэраторов) и грузоподъемных механизмов. Т и п о в о й
н е р е а л ь н ы х с т р о и т е л ь н ы х к о и с т р"ук"ц и я х Т в а т ы в а е т пы!
леУ™льные и газомазУтные электростанции:
с турбиной Р-25ИГзо !И еД* НИЧН0Й мощностью 50 МВт и более, а также
ГРЭС с турбинами единичной мощностью 100—300 МВт
ная наЭо°исУ Г ^ еКп ^ ® ЬШ° ЛНеНа
блока К-300-240, показанпиг Л . 1 П пт
Основные размеры главных корпусов приведены на
1 6 0 -2 0 0 М В т Л зГ к Г б л о к о в 300°М В тМ 48 м ^ н Г ' ™ ' 2 я ' Я
В И Р
и турбинам ТЭЦ
^ ^ В ^ 2 4 ^ Д л я т у р б ™ Т 1 о о а™ - 100' 90
шаг 36 м. Шаг по котлам 0 = 4 2 0 т / ч - 2 4 » к „ 3 , „ 1 в И
Ц П
иия и отметка основной
Ш
212
наковы для всех агрегатов. Это достигается за счет более низкой от­
метки пола машинного отделения и подвала на блочных ГРЭС, где вы­
сота конденсационного помещения больше, чем на ТЭЦ.
Помещение ленточных транспортеров на отметке 31,8 между осями
Ь и В на газомазутных ТЭС не сооружается.
Для Унификации строительных конструкций главного корпуса пылеугольнои ТЭЦ с ТЭС остальных типов разработан проект, в кото­
ром отсутствует бункерное отделение, образуемое железобетонным кар-
См. примечание
ь м. приме сание хжхх)
-3,0
4-5000
3800021
30000 **>
Рис. 15-10. Поперечные и высотные размеры главных корпусов по типовому проек­
ту из универсальных строительных конструкций.
а — ГРЭ С ; б — ТЭЦ. •Р а зм е р ы для пылеугольных котлов. ** Размеры для газомазутных
котлов. •** На газомазутных ТЭЦ помещение над отметкой 31,8 не сооружается. ***• Встро­
енная металлоконструкция для бункеров и оборудования системы пылеприготовления.
касом здания. Вместо него предусмотрено помещение из металла,
встроенное в котельное отделение. Благодаря этому сохраняется един­
ство каркаса главного корпуса в поперечном разрезе для всех ТЭС,
охватываемых проектом. Различия в пролетах машинного и котельного
отделений, а также в высотных размерах последнего обусловлены раз­
личием в габаритах котлов и турбин , зависящих от вида топлива и
типа агрегатов.
По этому проекту в машинном и котельном отделениях устанавли­
ваются по два мостовых крана. Один из них используется для обслужи­
вания эксплуатируемого оборудования, второй на монтаже. При мон­
таже наиболее тяжелых деталей используются оба крана. Грузоподъ­
емность двух кранов обеспечивает подъем наиболее тяжелых элементов
генератора в машинном отделении и барабана котла и укрупнен­
ных монтажных блоков в котельном (см. гл. 17). После окончания
монтажа все краны используются для нужд эксплуатации. Для ГРЭС
с турбинами 25—50 МВт и ТЭЦ с турбинами по 25 МВт применяется
типовый проект «ТЭЦ-ГРЭС-100». По этому проекту турбины устанав­
ливаются продольно, имеются раздельные деаэраторное и внутреннее
бункерное отделения.
15-5. К О М П О Н О В К И Г Л А В Н О Г О К О Р П У С А А Т О М Н Ы Х .
ГАЗОТУРБИННЫХ И ПАРОГАЗОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
На АЭС оборудование, работающее в условиях повышенной радио­
активности— реактор, парогенератор, насосы теплоносителя— разме­
щаются в отдельном помещении.
Н а рис. 15-11 показана компоновка, в которой между помещением
реактора и машинным отделением имеется разрыв. В компоновке на
рис. 15-12 реакторное отделение примыкает к деаэраторному отделе­
нию, но между ними имеется сплошная железобетонная стена, отде­
ляющая радиоактивное оборудование от остального. На одноконтур­
ных АЭС пар радиоактивен. В машинном отделении таких АЭС предус­
матривается местная биологическая защита конденсаторов, подогрева­
телей и др. элементов, в которых находится конденсат радиоактивного
пара. При ремонтах реактора и перегрузке ядерного горючего эле­
менты активной зоны опускаются в бассейн выдержки.
Рис. 15-11. Разомкнутая компоновка главного корпуса (Дрезденская АЭС, США).
1 — турбина; 2 — вентиляционная труба; 3 — бак воды для аварийного расхолаживания; 4 — корпус
реактора; Л — сепаратор Пара реактора; 6 — парогенератор вторичного пара; 7 — защ итная оболочка.
На рис. 15-13 и 15-14 показаны компоновки газотурбинной и паро­
газовой электростанций. Особое внимание при установке этих агрега­
тов уделяется рациональной организации всасывающего и выхлопного
трактов с целью уменьшения гидравлических потерь. Потери дав­
ления существенно снижают к. п. д. и мощность газотурбинных двига­
телей, поскольку некоторая часть работы, затраченной на сжатие в
компрессоре, теряется.
Валы двухвальных машин целесообразно компоновать соосно (цу­
гом), чтобы обеспечить симметрию соединительных трубопроводов
воздуха и газа по отношению к продольной оси. При такой компонов­
ке усилия от трубопроводов в направлении, перпендикулярном оси тур­
бины, взаимно уравновешиваются.
Из этих же соображений камеры сгорания, парогенераторы и возду­
хоподогреватели устанавливаются симметрично по отношению к про­
дольной оси турбины.
|
•*' Л
ВОПРОСЫ
1. Перечислите основные компоновочные решения по количеству отделений и их
расположению.
2. В чем достоинства и недостатки наружных бункерных отделений?
3. Сопоставьте продольное и поперечное расположение турбин разных типов.
4. Возможно ли строительство пылеугольной электростанции в районе с концентра­
цией 8 0 2 в воздухе 0,2 мг/м3 и 0,5 мг/м3?
5. Укажите оборудование машинного отделения, работа которого связана со взрыво- и пожароопасными веществами.
ё°
=?3
са
_
сп О
СП
м
К'->
т а
о
к о.
к о
X >*
о
Ё
*
еа о<У
сс
а. х
С
Л
3
22
1ш
н
чо
**
н
со о О
О) 5 О,
Си О с
а
со
<55 н аО. 5
31
•К
13 <оI
гг ** н3
О)
г8
о.
сси €о-025
о V 'У
с: * **
3 о
х X
а
гг «
сг> СсП с*
а,
_
О
>\ Шо
*
СО
<
н
со
•X
с,
■
О
со
Я &* с
й)
Си
и
>»
3о5 и* т?
си
& •2 о ~
■
X
>*
о
ш
22 я^о
*=152
л 2.С-
о° ^
и * н
|
<я О
Х
С
С
1
а См х ^
Е Р х^
Си
СО о
со
О 1РШ о
с. ^
X
ои
2В4.21 лО
* Яя
ю <С ч4)
са О 1 о
Ш Ш
н
и. с
СО
н
н
0
со X X
ю Ий
о
1
1
°*
^ е}5!
• “ м •*
*
а
®
с*
«е о —а
о См* А гЧ
яО,«й» X
>»
в? Л н
СО
н 2«-
Рсь1со
— СГ5
О •-
и
2
сч
ю
о
5
п
со о.
г о
х
н
о х
о .«
11
•«. Гч>
6.
Какая ориентировочно нужна площадь, чтобы при ремонте блока 300 МВт раз­
ложить:
.,
'
изоляционные кожухи, крышки, роторы и диафрагмы турбины;
корпуса П ВД и крышки ПНД;
крышки и роторы питательных и конденсатных насосов;
ротор генератора.
Сопоставьте эту площадь с площадью ячейки турбины.
Сорос антипомлоясных
нлапаноб
а
Рис. 15-13. Главный корпус газотурбинной ТЭС.
а — план; б — поперечный разрез; / -—турбина ГТ-100-750-2; 2 — генератор; 3 — мостовой кран; 4 — бак
аварийного слива масла; 5, 6 — маслонасосы системы регулирования и смазки; 7 — маслоохладитель;
8 — промежуточный воздухоохладитель; 9 — камера
шумоглушения; 10 — воздушные фильтры;
11 — жалю зи; 12 — воздухозаборная камера; 13 — масляный бак; 14 — щит управления.
б)
33000
№00
Рис. 15-13. Поперечный разрез (см. стр. 216).
Рис. 15-14. Парогазовая установка с высоконапорным парогенератором.
Поперечный рягреэ: / — парогенератор; 2 — турбина: 3 — компрессор; 4 — камера сгорания: 5 — ба­
рабан-сепаратор; 6 — циркуляционные насосы; 7 —- экономайзер; я — щит управления.
Глава шестнадцатая
МЕСТО СТРОИТЕЛЬСТВА, МОЩНОСТЬ
ТЭС И ЕЕ АГРЕГАТОВ
16-1. М Е С Т О С Т Р О И Т Е Л Ь С Т В А
И МОЩНОСТЬ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Электростанции, как правило, размещают либо вблизи потребите­
лей электроэнергии, либо в местах добычи топлива. Выбор того или
иного варианта производится путем сравнения затрат на перевозку топ­
лива по железным дорогам с затратами на сооружение и эксплуатацию
линии электропередачи.
Высококалорийное топливо ((?% =25000-7-35000 кД ж /кг), как пра­
вило, выгоднее перевозить по железным дорогам.
Низкокалорийное топливо (<ЗЦ = 12000-7-15000 кДж/кг) стремятся
использовать непосредственно на месте добычи, а вырабатываемую
электроэнергию передавать по высоковольтным ЛЭП.
Мощность электростанций, работающих на привозном топливе, оп­
ределяется электропотреблением района, который она обслуживает.
Чем больше этот район, тем больше мощность электростанции и тем
меньше удельные капиталовложения в ТЭС (см. гл. 8), следовательно,
удельные расчетные затраты на отпускаемую со станции электроэнер­
гию з снижаются. Но с увеличением района обслуживания возрастает
протяженность ЛЭП, увеличивается их стоимость и растут потери, т. е.
удельные расчетные затраты на передачу электроэнергии з ' (рис. 16-1)
увеличиваются.
Суммарные удельные затраты у потребителя зП0т = з + з / при неко­
торой мощности ГРЭС Мст.опт достигают минимума. Определенная т а ­
ким образом мощность ТЭС является экономически наивыгоднейшей
(оптимальной).
Д ля электростанций, работающих на привозном топливе, район об­
служивания, соответствующий Мэ:оиг, охватывает территорию в радиусе
до 200 300 км от ТЭС1. При этом ТЭС стремятся располагать в центре
нагрузок.
Очевидно, что чем выше плотность населения в районе обслужива­
ния и чем больше в нем промышленных предприятий, особенно энерго­
емких, тем больше оптимальная мощность ТЭС. Д ля малонаселенных
районов # ст.опт=200-ь400 МВт, а для таких густонаселенных и промышлбнно развитых районов, как, например, Московская область или
Донбасс, оптимальная мощность достигает 2400 МВт и даж е больше.
Если топливо экономически невыгодно перевозить по железным до­
рогам и ТЭС сооружается вблизи месторождений, то ее мощность увя­
зывается с производительностью топливодобывающего предприятия.
Здесь наличие электропотребителя вблизи станций не имеет реша­
ющего значения, так как вырабатываемая ими электроэнергия пред­
назначается для покрытия дефицита энергии в других районах. Опти­
мальная мощность таких ТЭС выше, чем ТЭС на привозном топливе,
и может доходить до 6000 МВт, если позволяют топливные ресурсы!
Это обусловлено тем, что рост мощности ТЭС, сооружаемых на место­
рождении топлива, не вызывает удлинения ЛЭП к потребителям.
Увеличение мощности ТЭС имеет и отрицательные стороны:
1
Чем больше мощность электростанции, тем труднее выбрать мес­
то для ее строительства по условиям водоснабжения, свободной терри1
Если увеличить радиус обслуживания, то удлинение и удорожание ЛЭП перекры­
вает экономию от укрупнения ТЭС.
тории и другим природным условиям, а также по условиям загрязне­
ния атмосферы. Эти обстоятельства, как правило, являются лимитиру­
ющими для ТЭС, сооружаемых в промышленно развитых районах
страны.
^
® ^ростом мощности ТЭС увеличивается замораживание средств
3. Структура управления очень мощных ТЭС становится многоступенчатои и, следовательно, малооперативной,
что также учитывается при определении мощно­
сти I аС.,
Теплоэлектроцентрали должны сооружаться
в непосредственной близости от потребителей
тепла, особенно тех, которые получают пар (до
4 о км). Теплоснабжение бытовых потребителей
(отопление, горячее водоснабжение) может про­
изводиться на большие расстояния — до 10_
( ^ 3 )опт
15 км. Разрабатываются системы дальнего теп­
Рис. 16-1. К выбору мощ­
лоснабжения (20—30 км).
ности ТЭС.
Мощность ТЭЦ определяется тепловыми на- 1 — расчетные затраты на
грузками. Выработка электроэнергии на пропу- производство электооэнергни;
2
—
расчетные
затраты
на
ске пара в конденсатор должна б ы т ь Щ
Й н передачу
электроэнергии;
мини3 — суммарные расчетные за ­
мальной.
траты.
16-2. КОЛИЧЕСТВО И МОЩНОСТЬ БЛОКОВ
Минимальное число турбин, устанавливаемых на электростанции,
определяется следующими соображениями. Как указывалось, с возрас­
танием единичной мощности агрегатов снижаются удельные капита­
ловложения в блочное оборудование. Но одновременно усложняется
и удорожается ряд элементов, связанных с обслуживанием более мощ­
ных и сложных блоков. Если общее количество установленных блоков
мало, то выигрыш от повышения единичной мощности блочного обору­
дования недостаточен, чтобы перекрыть удорожание общестанционных
объектов. Поэтому мощность блоков выбирают такой, чтобы при з а ­
данной мощности Т Э С Д^ст их количество было, как правило, не менее
четырех. Следовательно, мощность одного блока определяется из ус­
ловия
^ б л .м а к с
< ^4
•
(16-1)
Так, например, при №ст= 1 2 0 0 МВт возможна установка блоков
200 МВт в количестве п — 6 или 150 МВт (п — 8). Поскольку при п > 4
целесообразно укрупнять блоки, то вариант 6X200 МВт предпочтитель­
нее. Возможна также установка блоков на 300 МВт (п = 4 ) , но они
изготовляются на закритическое давление, а 200 МВт—на докритическое, и выбор усложняется, поскольку должна учитываться разница в
стоимостях и в тепловой экономичности, связанная с различием пара­
метров пара.
В табл. 16-1 приведены характерные мощности блоков для электро­
станций различной мощности. Как и следует из изложенного, чем
больше мощность ТЭС, тем более крупные блоки на ней устанавлива­
ются.
Если на сооружаемой ТЭС устанавливаются блоки мощностью N ь
а до этого наиболее крупные блоки в энергосистеме имели мощность
то для надежности электроснабжения необходимо увели­
чивать и резерв в энергосистеме ЛГрез. В противном случае аварийный
останов крупного блока может нарушить электроснабжение.
Чем выше мощность блоков, тем больше требуется труб для по­
верхностей нагрева, паропроводов и водоводов; возрастает масса по­
ковок и отливок, увеличивается количество сварных стыков, армату­
ры и некоторых аппаратов и механизмов. Все это повышает статистиче­
скую вероятность аварии крупных блоков. В то же время аварийная
остановка крупного блока требует включения в работу больших ре­
зервных мощностей. Поэтому повышение надежности энергетического
оборудования является непременным
Т а б л и ц а 16-1
условием увеличения единичной мощ­
Единичные мощности блоков,
ности агрегатов. В противном случае
устанавливаемых на ГРЭС
необходимо иметь в энергосистеме уве­
личенный резерв энергетических мощ­
Характерная еди­
Мощность ГРЭС. МВт
ничная мощность
ностей,
стоимость
которых
может
пе­
блоков, МВт
рекрыть экономию от укрупнения аг­
регатов.
300—500
100
600—900
■ ■ н Единичная
щ ц р р р р в щ дмощность
цщ н
агрегатов
150
800— 1600
200
ТЭЦ прежде всего определяется на­
1200—2400
300
дежностью теплоснабжения. Посколь­
2000—4000
'
500
ку
пар
может
выдаваться
не
только
из
3200—4800
800
отборов турбин, но и через РОУ, то на­
4800 и более
1200
дежность теплоснабжения определяет­
ся надежностью котлов. На ТЭЦ
обычно устанавливают не менее 4—6
котлов. В этом случае
останов одного из них не столь существенно
.
влияет на отпуск тепла в сравнении с меньшим числом котлов и можно
о ходиться без резервного котлоагрегата. С котлами производительно­
стью 210 т/ч устанавливают турбины мощностью по 25 МВт. Котлы про­
изводительностью 320 т/ч устанавливаются с турбиной типа Р мощно^ ь ю 25 МВт и типа Т и ПТ мощностью 50—60 МВт. На ТЭЦ с котлами
420—480 т/ч применяются турбины типа Р по 25—50 МВт и тип> Т и ПТ
по 50 135 МВт. При таком подборе оборудования число котлов совпадает или близко числу турбин, что упрощает схему и компоновку.
16-3. ТРЕБОВАНИЯ К ПЛОЩА
Важнейшими требованиями к месту строительства ТЭС являются:
незатопляемость выбранного участка, достаточная прочность грунта
(допустимая нагрузка — не менее 0,15 М П а), отсутствие карст и
оползней, отсутствие химически агрессивных подземных вод.
Возможная мощность сооружаемой ТЭС зависит в основном:
а) от дебета источника водоснабжения, используемого для воспол­
нения потерь технической воды, которые составляют около 1 м3/с на
каждые 1 000 МВт;
б) от наличия территории для размещения всех объектов, включая
пруд-охладитель;
в) от допустимых выбросов в атмосферу золы и ЗОг с учетом фо­
на от существующих промышленных предприятий и транспорта.
Экономическими факторами, определяющими целесообразность ис­
пользования площадки, являются следующие:
1. Расположение по отношению к энергопотребителю—для ТЭС на
привозном топливе или к месту добычи топлива—для ТЭС, сооружае­
мых на месторождениях.
2. Расстояние до источника водоснабжения.
3. Расстояние от ТЭС до железнодорожных путей МПС (этим опдлина железнодорожной ветки до электростанции, для
ГРЭС 1200—2400 М В т /== 10-т-15 км).
4. Механические свойства грунтов. Желательно, чтобы допустимая
нагрузка на грунт составляла 0,2—0,25 МПа.
ш
|У ровень грунтовых вод. При высоком уровне грунтовых вод (ме­
нее 0,0 4 м от поверхности) существенно усложняется сооружение
подвала машзала и помещения вагоноопрокидывателя.
льеФ местности. Желательно, чтобы уклон был 0,5— 1%, и в то
же время вблизи площадки имелись низменные места, удобные для за­
топления под пруд-охладитель (большие овраги, пойма реки).
7. Стоимость сносимых сооружений и размер участка, отчуждаемо­
го под территорию ТЭС, но пригодного для сельскохозяйственного про­
изводства, должны быть минимальными.
Последний фактор особенно важен, так как земли, пригодные для
сельскохозяйственного производства, являются ценнейшим общена­
родным достоянием, к которому следует относиться особо бережно.
На современных ТЭС сооружаются дымовые трубы высотой от
180 250 до 320 м, чтобы увеличить рассеивание вредных выбросов
в атмосфере. Такие трубы могут явиться помехой авиатранспорту при
близком расположении аэродрома. Это обстоятельство следует учиты­
вать при оценке качества площадки, поскольку в некоторых случаях
приходится переносить аэродром, что весьма дорого.
Для строительства ТЭС обычно рассматривают несколько возмож­
ных площадок и на основе технико-экономических сопоставлений вы­
бирают одну из них.
16-4. РАЗМЕЩЕНИЕ СООРУЖЕНИИ
НА ПЛОЩАДКЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Чертеж, на котором нанесено положение в плане и габариты со­
оружений промышленной площадки, а также показаны основные ком­
муникации, называется г е н е р а л ь н ы м п л а н о м ( г е н п л а н о м ) .
На рис. 16-2 показан генплан конденсационной электростанции.
Главный корпус ориентирован машинным залом в сторону пруда-охладителя и приближен к нему, насколько это позволяют повысительные
трансформаторы, сбросной канал и насосная. Такое взаимное располо­
жение этих объектов обеспечивает кратчайшие трассы циркуляционных
водоводов. Расположение трансформаторов вблизи машзала диктуется
стремлением сократить длину токопроводов от генератора. Непосред­
ственно у фасадной стены котельной расположены регенеративные
воздухоподогреватели и вентиляторы, благодаря чему воздуховоды по­
лучаются короткими. Затем располагается оборудование тракта дымо­
вых газов: электрофильтры, дымососы, дымовые трубы.
Со стороны постоянного торца расположен объединенный
гательный корпус (ОВК), в котором размещены администрат
бытовые помещения, лаборатории, механические мастерские, химводоочистка, склады, электролизная, углекислотная рампа. ОВК соединен
с главным корпусом переходной галереей, по которой персонал может
проходить из производственных помещений в бытовые и администра­
тивные, не выходя на улицу.
За дымовыми трубами располагается топливное хозяйство. Между
складом топлива и главным корпусом должен быть значительный раз­
рыв, чтобы обеспечить допустимый угол наклона транспортеров, по­
дымающих уголь с уровня земли до верха бункерной этажерки—при­
мерно на 35 м. На уровне склада топлива вблизи железнодорожных
путей располагаются склад растопочного мазута и склад масла с на­
сосной. И, наконец, за железнодорожными путями топливного хозяй­
ства размещается открытое распределительное устройство (ОРУ). Для
переброски линий электропередачи от трансформаторов к ОРУ сооружаются опоры, а в промежуточной точке провода подвешиваются к
дымовой трубе. Если ОРУ расположить перед фронтом машинного з а ­
ла (рис. 16-3), то его связь с трансформаторами упрощается, но при
■>1
Лшв0К
К
11 V
о
этом удлиняются трубопроводы технической воды. Н а ТЭС применя­
ются оба варианта генплана.
Со стороны временного торца площадка не застраивается, и сохра­
няется возможность расширения.
Место ш*
разУоражиАающего
устройстба
/ ШЬнТшп1шШМ'Ш
Вашмбншшин
крытый сбросной начал
Открытый сбросной.
Щ
------
КСТА/ДЯ
М ахранщ ш щ е
Машинное
отделение
угольный склад
Рис. 16"2. Генплан ГРЭС 2 400 МВт с ОРУ за складом топлива.
Г е н п л а н (а): 1 — главный корпус; 2 — дымовые трубы; 3 — вспомогательный корпус; 4 — водород­
ные ресиверы; 5 топливное хозяйство; 6 — мазутное и масляное хозяйство; 7 — ацетилено-кислородное хозяйство; 8 — открытое распределительное устройство (ОРУ); 9 — главные трансформаторы:
10 — береговая насосная станция.
П е р е б р о с к а ЛЭП ч е р е з г л а в н ы й к о р п у с (б): / — главный корпус; 2 — дымовая тру­
ба; 3 — угольный склад; 4 — главные трансформаторы; 5, 6 — опоры.
Водохра пилите
Рис. 16-3. Генплан ГРЭС 2 400 МВт с ОРУ перед фронтом машинного отделения (обоз
начения см. на рис. 16-2, а).
1
7
11
13^
16
ооооооое
О ОО ОО ООО
13
11
у10
[
/ ----------^
8
1В П
1ч Шт
18
В
1§\
И М
21
ни
19
20
Рис. 16-4. Генплан пылеугольной ТЭЦ.
/ — главный корпус; 2 — служебный корпус; 3 —■переходной мостик; 4 — (умвньЬ щил управления;
5 — закрытое распределительное устройство (ЗРУ); 6 — ОРУ; / — химводоочистка; Г, 10, //, //.
уд — сооружения топливного тракта; /4 — дымовая труба* /5 — градирня; 16 — мазутохозяйство;
17 — механические мастерские; 18 — материальный склад; 19 — трансформаторная мастерская и мас­
лонасосная; 20 -г- склад масла; 21 — проходная.
На территории электростанции предусматриваются железнодорож­
ные пути к машинному и котельному отделениям, ОВК и топливному
хозяйству. Ко всем объектам подходят автодороги.
При размещении сооружений на генплане должны строго соблю­
даться противопожарные и санитарные нормы. В частности, по проти­
вопожарным нормам на газомазутных станциях склад мазута сооружа­
ется в отрыве от остальных сооружений на специально выделенной и
огороженной территории.
На рис. 16-4 показан генплан ТЭЦ с градирнями. Градирни долж­
ны располагаться относительно остальных сооружений и особенно ОРУ
так, чтобы господствующий ветер сносил паровое облако над градир­
нями в противоположную от сооружений сторону. На ТЭЦ для эконо­
мии территории распределительное устройство или часть его размеща­
ют в закрытом помещении (ЗРУ), благодаря чему уменьшается пло­
щадь распредустройства.
ВОПРОСЫ
1. Какие факторы влияют на выбор мощности ГРЭС?
2. Какие факторы определяют единичную мощность агрегатов?
3. Перечислите основные требования к площадке строительства ТЭС.
4. Почему вспомогательные объекты сооружаются со стороны постоянного торца
главного корпуса?
Глава семнадцатая
СТРОИТЕЛЬСТВО ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
17-1. О РГА Н И ЗА Ц И О Н Н Ы Е ОСНОВЫ СТРОИТЕЛЬСТВА ТЭС
Проект ТЭС разрабатывается в две стадии. На первой стадии—в
техническом проекте — определяются основные решения: состав обору­
дования, компоновка, схемы, типы строительных конструкций, а так­
же составляется сметно-финансовый расчет. В последнем определяет­
ся общая стоимость сооружения электростанции и в том числе затра­
ты (в рублях) на строительные и монтажные работы.
В состав технического проекта входит проект организации строи­
тельства, в котором определяются общие принципы строительства и
монтажа: / ■
*
..... — -- .> у
.
у
>гЩЙп
последовательность и продолжительность работ;
состав и технические характеристики производственной базы строи­
тельно-монтажных организаций (мастерских, складов, укрупнительных
площадок, бетонно-растворных узлов, энерго- и водоснабжения);
характеристики и количество строительно-монтажных механизмов
(кранов, экскаваторов, автотракторного парка);
транспортное обеспечение (железные и автомобильные' дороги для
нужд строительства и монтажа).
После утверждения технического проекта выполняются рабочие
чертежи, по которым ведутся строительство и монтаж.
Непосредственное Выполнение работ производится по проекту про­
изводства работ.
:
'
Этот проект включает:
календарный график работ по каждому объекту в отдельности;
потребность в рабочей силе и строительно-монтажных мехнизмах
на каждом объекте;
технологические карты монтажа и строительства для наиболее
сложных объектов; технологические карты содержат указания по по­
следовательности работ, изготовлению элементов, укрупнению деталей в
блоки, по расстановке рабочей силы и механизмов;
мероприятия по технике безопасности.
м 6 и т а 2 Ж о р г й и Й З ^ ' п ^ еЗ Й аЛЬ# * "0дрядн0й стРоите-'|ьнор »дньк
ч ,6под-
и п и м щ 1^ 11 Дорожные работы, подземные коммуникации;
монтаж тепломеханического оборудования и КИПэлектромонтажные работы;
монтаж конструкций из сборного железобетона и металла;
жилищное строительство и другие виды специальных работ,
енеральныи подрядчик выполняет общестроительные работы и ко­
ординирует работу субподрядчиков. Началу строительства ТЭС пред­
шествует организационно-технический период, в течение которого фор­
мируется С'фоительно-монтажная организация и создается дирекция
строящейся ТЭС.
• ^мттг Ж6 пеРИ0,а веДется строительство подъездных дорог от пу­
тей МНС и магистральных шоссе к месту строительства электро­
станции.
Строительство электростанции начинается с подготовительного пе­
риода. В этот период выполняется весь комплекс работ, связанный с
подготовкой к сооружению производственных объектов ТЭС, а именно:
подготовка территории (расчистка, планировка, создание опорной
геодезической сети);
сооружение дорог на площадке строительства;
организация водо- и электроснабжения;
сооружение объектов производственной базы строительно-монтаж­
ных организаций;
строительство жилищно-бытовых объектов для строительно-мон­
тажного персонала.
В последующий, основной период выполняются работы, необходи­
мые для пуска в нормальную эксплуатацию первого блока (турбины).
В третьем, завершающем, периоде сооружаются и сдаются в эксплуата­
цию второй и последующие блоки.
17-2. ПРОДОЛЖ ИТЕЛЬНОСТЬ СТРОИТЕЛЬСТВА ТЭС
Чем мощнее строительно-монтажная база, тем больший объем ра­
боты необходим для ее создания в подготовительный период. Однако
темпы разворота работ в подготовительный период лимитированы воз­
можностями расселения первых партий строителей, первоначальной
узостью фронта работ и ограниченностью производственной базы. По­
этому с увеличением мощности строительно-монтажной базы возраста­
ет длительность подготовительного периода и начало основных работ
сдвигается на более поздние сроки. Вместе с тем создание мощной
строительно-монтажной базы позволяет сократить сроки возведения
объектов основного производственного назначения. Вследствие конку­
ренции этих факторов существует некоторое наивыгоднейшее соотно­
шение между объемом работ подготовительного периода, с одной сто­
роны, и объемом работ основного и заключительного периодов — с дру­
гой, при котором общая продолжительность строительства ТЭС будет
минимальной. При выборе мощности строительно-монтажной базы дол­
жны учитываться экономические факторы. Чем больше мощность стро­
ительно-монтажной базы, тем выше ее стоимость. Но поскольку при
этом уменьшается срок строительства основных объектов ТЭС, то
уменьшается замораживание средств (§ 8-5).
Экономически оптимальным является вариант с минимальными
приведенными капиталовложениями, учитывающими оба эти фактора.
В связи с большой важностью вопросов, связанных с определением сро-
ков строительства, разработаны и действуют нормативы, определяю­
щие длительность сооружения электростанций различных типов:
Месяцы
Подготовительный
п е р и о д .......................................... 5
7
Основной п е р и о д ................................................................ 20
22
Интервал времени между пуском двух последующих блоков ................................................................
б
5
Количество строительно-монтажного персонала п, необходимого
для выполнения некоторого объема работ (2 за время I мес., определя­
ется следующим образом:
п = -^ ~
*8
,
(1 7 -1 )
где 5 —месячная производительность труда.
Объем работ может выражаться, например, в тоннах смонтиро­
ванных металлоконструкций, кубических метрах уложенного оетона.
Соответственно производительность труда выражается в т/ (чел-мес)
или м3/(чел-мес). Можно воспользоваться и другим соотношением.
п — 2-.
I
1с
(1 7 2 )
И
\ у. • где С—объем строительных или монтажных работ в денежном выраже­
нии (руб.), определяемый по смете; с—средняя месячная выработка
на одного строительного рабочего или монтажного (500 600 руб/ (челмес.)). Соотношением (17-2) пользуются при планировании строитель
но-монтажных работ.
17-3. ВРЕМ ЕННЫ Е СООРУЖ ЕНИЯ И СТРОЙГЕНПЛАЯ
Строительно-монтажная база создается на время^ строительства и
поэтому состоит в основном из временных сооружений, демонтируемых
после окончания работ.
12000
12000
Рис. 17-1. Секция сборно-разборных зданий временных сооружений.
Д ля размещения объектов строительно-монтажной базы использу­
ются сборно-разборные здания с металлическим каркасом и стеновым
ограждением из ячеистого бетона (рис. 17-1). В таких зданиях распола­
гаются тепломонтажные, электромонтажные, ремонтно-механические,
изоляционно-обмуровочные мастерские. Д ля сборки блоков оборудова­
ния (в основном котельного) и укрупнения строительных конструкций
сооружаются укрупнительные площадки (рис. 17-2), обслуживаемые
козловыми кранами. Д ля нужд монтажа широко используются пере­
движные устройства: ацетилено-генераторные установки (рис 17-3),
рампы кислорода и пропан-бутана для газосварки, котельные на желез­
нодорожных платформах.
Склады оборудования и материалов разделяются на 4 группы. Для
хранения приборов, инструментов, мелких деталей турбин предусматри­
ваются утепленные склады. Арматура, электрооборудование, элементы
проточной части турбин и другое оборудование, требующее тщательно­
го хранения, размещаются в закрытом холодном складе.
Для защиты от прямого воздействия осадков используются навесы.
Под ними хранятся насосы, питатели и аналогичное оборудование в соб*
Рис.
17-2. Укрупнительпс-сборочиая площадка технологического оборудования
Рис. 17-3.
/ —» генератор ацетилена; 2
ацетилено-кислородная установка.
кронштейн для сушки загрузочных ящиков; 3 — барабан с карбидом
кальция.
ранном виде. Громоздкое и тяжелое оборудование, не требующее защи­
ты от осадков, хранится на открытых складах.
Размеры временных сооружений определяются объемом строитель­
но-монтажных работ и зависят от мощности ТЭС и типа агрегатов. Чер­
теж с размещением временных сооружений, дорог монтажно-строитель­
ного назначения и других объектов производственной базы называется
с т р о и т е л ь н ы м г е н е р а л ь н ы м п л а н о м (стройгенпланом, рис.
17-4). Стройгенплан должен быть компактным. Склады и навесы следу-
Рис. 17-4. Стройгенплан ТЭС.
I
/ — контора управления строительством; 2 — бытовой корпус; 3 — столовая; 4 — объеди­
ненное здание арматурной и механической мастерских и материального склада; 5 — от­
крытая площ адка; 6 — объединенное здание тепломонтажной и электромонтажной м а­
стерских и склада оборудования; 7 — бетонно-растворное хозяйство: 8 — временная ко­
тельная; 9 — мастерская и склады обмуровки и теплоизоляции; 10 — утепленное .поме­
щение для сварочных работ; 11, 12 — здания и площадки специализирована*** строи­
тельно-монтажных организаций; 13 — автохозяйство; 14 — склад горюче-смазочных м а­
териалов; 15 — плотнично-опалубочная мастерская; 16 — кислородный завод; 17 — пло­
щ адка строительных конструкций: 18 — укрупнительно-сборочная площ адка обору­
дования.
ет располагать вдоль железнодорожных путей. Главный корпус и укрупнительные площадки должны быть связаны железнодорожными пу­
тями. Основные грузопотоки не должны пересекаться.
17-4. ПРОИЗВОДСТВО И ПЛ АНИР ОВ АНИЕ РАБОТ
При сооружении ТЭС широко используются сборные железобетон­
ные конструкции (рис. 17-5) и металлоконструкции заводского изготов­
ления. Технологическое оборудование поступает на монтаж либо в соб-
1 « 0
1
1
Рис. 17-5. Примеры элементов из сборного
железобетона.
в)
С
Колонны
главного
корпуса
5,4—14,5
1.5-2,4
0,6
Плиты
м еж д у ­
этажных
перекры тий
5,35—12,0
о
ер»
1
О
о*
Л
в
В
V
1,9-20,6
Секции
каналов
3
0,75—1,75
0 Ш**.
лV
Со
А
Масса,
*
т
Л
•СП
1
оа
о
Наимено­
вание
Размеры, м
12,3—39
0,5—3
Ш
|
1
1
<*
о
|
г '-----II----1
и
!
. л ___и __
А
ранном виде, либо узлами или блоками транспортабельных габаритов
(рис. 1/- 0 ) и лишь в небольшом количестве в виде отдельных деталей
(«россыпью»). Благодаря этому значительная часть работ переносится
из полевых условий строительно-монтажной площадки в стационарные
заводские условия, что повышает производительность труда, улучшает
качество исполнения, уменьшает капиталовложения в строительно-мон­
тажную базу и сокращает сроки ввода мощностей. Блочная поставка
оборудования снижает затраты на монтаж на 30—35% и сокращает
его продолжительность в 2 раза.
Рис. 17-6. Поставочный блок панели экрана топки котла.
Элементы, поступающие на площадку строительства, непосредствен­
но передаются на монтаж или предварительно укрупняются в монтаж­
ные блоки. Сборка на специализированных укрупнительных площадках
более эффективна, чем монтаж из мелких узлов непосредственно на
объекте: производительность труда повышается н а 2 5 — 3 0 % .
На строительно-монтажной площадке собираются в блоки и укруп­
няются: колонны и фермы, транспортируемые отдельными элементами
из-за больших размеров, технологические и строительные металлокон­
струкции, стеновые панели (по 2—3 шт. в блоке), поставочные блоки и
детали котлов (рис. 17-7), котельно-вспомогательное оборудование
(циклоны, сепараторы, пылегазовоздухопроводы, металлические бунке­
ра), насосы с рамами и двигателями, теплоо.бменники, деаэраторы, кон­
денсаторы турбин, узлы трубопроводов, тепловая изоляция и обму­
ровка.
Средствами механизации строительно-монтажных работ являются
землеройные и транспортные машины, грузоподъемные механизмы и
механизированный инструмент.
Выемка грунта производится одноковшовыми экскаваторами, а от­
возка — автомашинами. При перемещении грунта на небольшие рас­
стояния используются скреперы. Зачистка котлованов и планировка
территории производятся бульдозерами.
Значительная часть затрат связана с такелажными работами. Так,
при использовании для подъема и перемещения грузов ручных лебедок
объем такелажных работ составил бы более 50% общего объема тепло­
монтажных работ. Подземные строительные конструкции монтируются
либо козловыми кранами (рис. 17-8), либо гусеничными кранами. Для
монтажа наземных строительных конструкций используются башенные
и гусеничные краны (рис. 17-9). Монтаж оборудования ведется как гру­
зоподъемными механизмами, предназначаемыми в дальнейшем для эк­
сплуатационных нужд (см. § 15-4), так и специальными монтажными
кранами.
Наиболее трудоемким объектом при сооружении ТЭС является глав­
ный корпус, а в пределах последнего — монтаж котла, который длится
7—8 мес. при интервале между пусками блоков 5—6 мес. Поэтому мон­
таж котла начинают по завершении строительных работ в ячейке блока
и работы ведут параллельно на двух
котлах со сдвигом по срокам. Монтаж
турбин ведется после полного закры ­
тия ячейки блока при положительных
температурах воздуха (зимой требует­
ся отопление). Строительство и мон­
таж главного корпуса ведутся поточ­
но-совмещенным методом: работы про­
изводятся одновременно на несколь­
ких блоках, но со сдвигом по фазам;
при этом каждый предыдущий блок
имеет большую степень готовности,
чем последующий (рис. 17-10), и стро­
ительно-монтажный персонал перехо­
дит от одного блока к другому.
Очередность выполнения работ при
одном из возможных методов поточ­
но-совмещенного строительства пока­
зана на рис. 17-11. Линия 1 соответст­
вует производству земляных^ работ.
После того, как вырыт квгГлован на
один блок (7 рядов колонны), начиО
нается сооружение подземного хозяй­
ства — линия 2. Д алее с отставанием
на 7 рядов колонн возводятся назем­
Рис. 17-7. Укрупненный блок-экран
с обмуровкой.
ные конструкции первого блока (ли­
ния 5), а наземные конструкции вто­
рого и последующих блоков начинают
сооружаться только после завершения всех подземных работ. Это объ­
ясняется следующим. Строительные конструкции наземной части перво­
го блока подаются на монтаж со стороны постоянного торца. Д л я вто­
рого блока так делать нельзя, поскольку этому препятствует монтируе­
мое оборудование первого блока (линия 4). Конструкции и оборудова­
ние блоков 2 —8 должны подаваться на монтаж со стороны временного
торца, но для этого необходимо закончить подземное хозяйство и по
полу проложить пути для подвозки строительных изделий, элементов
оборудования.
Совмещение строительных и монтажных работ дает тем меньший
выигрыш во времени, чем выше темпы строительства. Кроме того, при
высоких темпах производства всех работ становятся особенно ощути­
мыми недостатки совмещенных графиков: взаимный учет требований
строителей и монтажников ограничивает маневренность и сужает воз­
можности как первых, так и вторых. В связи с этим в порядке крупного
промышленного эксперимента на Ладыжинской ГРЭС (6X300 МВт)
вначале были выполнены строительные работы по главному корпусу на
полную мощность электростанции, а уже затем производился монтаж
оборудования. Электростанция была сооружена за 44 вместо 59 мес. по
нормам. При таком производстве работ: улучшилось использование ме­
ханизмов, повысилась безопасность, уменьшились площади складов и
1
]в
кран № 1; 2 -козловый
кран |
2; 3 - подкрановые
пути; 4 - железнодорожные
пути.
строительных конструкций подземного хозяйства козловыми кранами.
1----------------
/-к о зл о в ы й
□
Р ис. 17-8. Монтаж
Л-Пг
ТГГЩ^ и
укрупнительно-сборочных площадок, уменьшилось количество работаю­
щих в период максимума. Продолжительность строительства главного
корпуса Ладыжинской ГРЭС составила 9 мес. вместо 24 мес. по нормам.
М К Г -Ю О
Рис. 17-9. Монтаж наземных строительных конструкций башенньп^
кранами.
и гусеничными
6л он № 6
блок № /
Рис. 17-10. Поточно-совмещенное строительство главного корпуса
подземного хозяйства.
ага. Т®;;!
Если бы не это обстоятельство, то раздельный график работ привел бы
к удлинению сроков строительства. Поэтому необходимым условием
раздельного ведения монтажа и строительства являются высокие темпы
строительных работ.
Г4*
о
со
Н
сз
5:
{§
*
о
<ъ
И
<н
сз
/ бм ~тэноид
с:
р о п д а й л/ч н
чиаш пдош огдоц
’$!
*
Ч
сз
сз
ухэйи оУ
о га о д
Планирование строительных и монтажных работ ведется исходя из
установленных сроков пуска агрегатов. На кал® ^ Р Н° м с ™ / т с т в и и с
17-П указываются сроки начала и окончания работ в соответствии с
' у
к
технологической последователь­
ностью их выполнения. Н а к аж ­
дый месяц или квартал устанав­
ливается объем строительства и
монтажа.
Наращивание темпов ведения
работ должно быть постепенным
и заканчивается в начале основ­
ного периода. В дальнейшем эти
темпы сохраняются на одном
уровне до пуска первого блока,
после чего постепенно снижают­
ся. К моменту пуска первого бло­
ка выполняется более 50% об­
щего объема строительно-мон­
тажных работ, поэтому этот пе­
риод является наиболее напря­
женным.
Д ля наглядности планирова­
ние работ удобно производить с
Рис. 17-11. График производства работ по
главному корпусу.
I _. земляные работы; 2 — монтаж подземного хо­
зяйства; 3 — монтаж наземных строительных кон­
струкций; 4 — монтаж оборудования.
Ф
графи
ноименные работы располагаются на одной горизонтали (например,
«Временные сооружения» или «Дороги», или «Дымовые трубы»).
Каждый вид работ разделен на последовательные этапы ^ (очереди)
Ч
: ____________
Т/
гт/чл ттЛ Т Т Ч Г Т А Ш П Т ! ^ Т О П
П О Л цифр
граф
Прочие объекты
I о чередь
Почередь
Г
18
\
■»
I очередь
\
I
I
\
I
I
I
-
временные сооружении
1 очередь
ДОчередь
в
1$
1
/У
(//
*
„
♦
Дороги
I очередь
ттО
>
'(Т'
.
20
20
Топливное хозяйство
|
Почередь
20
%
^
20
I
Т1
Мочальный этап
Бл
К
I\
I / \
г
I
_ м о н та ^ /^ ^ п о тло а гр е га то б /*Р2~8
5 I 6л Я гб
бл.М°в
\
\
^ М онтаж оборудовании главного корпуса
бШ хМ 10 6л
^
ййЙЁ Ьл ШаША6п //2.7
бл т а
Почередь.
-~Жп)—
Ж
3
.1 ,4 . -
—7"^© /
I
*
ъ
Г
Т
>•"
I
Подземные, конструкции главного корпуса
\
I
I
I
I
з
НазЬмные конст рукции гла вн о го корпуси\ /
I
\
I
I
\Дымовые трубы Лочередоу
Iочередь
\|
Щочередь
Шочередь
I очередь
\
\
/
Ф
Г
5
7 ■
/
/
Техническое ^водоснабжение
/
в
]
т
I
I
I
I
I
/I
II
II
/ .
/ /
I
I
Подготовка, освоение и благоустройство территории^
4
Рис. 17-12. Сетевой график строительства ГРЭС (8X 300 МВт)
ское изображение этапа. Номер в кружке на конце стрелки является ус­
ловным шифром этапа. Например, этап монтажа оборудования блока
№ 3 имеет условный шифр 22. Цифры под стрелками указывают на про­
должительность этапа в днях или месяцах. Работы на графике распо­
лагаются слева направо в последовательности их выполнения. Так, на-
пример, перед началом возведения подземных конструкции главного
корпуса (кружок с цифрой 6) должны быть выполнены работы 2, 4, 62.
Это отражено на графике стрелками, идущими слева направо от ука­
занных работ к кружку с цифрой 6. Совокупность последовательно вы­
полняемых работ, требующих в сумме наибольшего времени и опреде­
ляющих весь срок строительства, называется к р и т и ч е с к и м п у т е м .
На рис. 17-13 критический путь до окончания строительства всей ГРЭС
образуется линией 1-4-6-7-9-10-19-20-21-22-23-24-25-26-27. Именно на ра­
боты критического пути должно быть обращено особое внимание, по­
скольку от них в наибольшей мере зависит своевременный пуск агре­
гатов.
ВОПРОСЫ
1. На какой стадии проектирования определяются типы и количество основных
строительно-монтажных механизмов?
2. Какие работы выполняются в подготовительный, основной и завершающий перио­
ды сооружения ТЭС?
3. Какие временные сооружения необходимы для тепломонтажных работ?
4. В чем преимущество блочной поставки оборудования?
5. Какие грузоподъемные механизмы используются для монтажа оборудования
в главном корпусе?
6. По рис. 17-12 определите продолжительность строительства до полного пуска
топливоподачи.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Научно-технический прогресс в теплоэнергетике
В 1972 г. энергетика достигла новых высоки с показателей: выработ­
ка электроэнергии составила более 850 млрд. кВт-ч, удельный расход
условного топлива на производство электроэнергии снизился в среднем
до 354 г/(кВт-ч).
„
Мощность тепловых электростанций в 1971 г. достигла 130 млн. кот.
При этом возросло число мощных Т Э С , что видно из следующей таб­
лицы 1:
Количество
ТЭС
мощностью
1 млн. кВт
Установленная мощность этих
станций, млн. кВт
1965 г.
1970 г.
1972 г.
16
36
45
26,2
63,4
81,4
свыше
электро­
1975 г.
56
107,0
о
Расчеты показали, что оптимальная
мощность электростанций
завиГ ЫЧ Л С I 131
^
--- ------ ----------------------- 1 М К П П
сит от единичной мощности блока и составляет с учетом стР°^1е? . п _
и эксплуатации: для блоков 500 МВт — 4 млн. кВт, для блоков 800 МВт
у
Строительство таких мощных электростанций требует решения трех
проблем: технического водоснабжения, очистки дымовых газов и созда­
ния топливных хозяйств ТЭС.
__
Степень улавливания электрофильтров должна быть доведена до
0 99 Необходимо изыскать и освоить экономически оправданные ме­
тоды очистки дымовых газов или исходного топлива от окислов серы.
В то же время необходимо глубокое изучение топочных процессов и
внедрение в практику котлостроения и эксплуатации котлов таких горелочных устройств и режимов работы, которые позволили бы строить
I
Непорожний П. С. Проблемы и перспективы научно-технического прогресса тепгсоэнергетики, «Теплоэнергетика», 1973, № 1.
мощные электростанции, не опасаясь выбросов в атмосферу окислов
азота. На указанных ТЭС будут устанавливаться блоки 800 МВт для га­
зомазутных электростанций, блоки 500 МВт для экибастузского угля
и блоки 800— 1 200 МВт для канско-ачинских углей.
Вместе с тем намечается создание полупиковых маневренных блоков
для зоны с числом часов использования от 2000—2 500 до 4 000 4 500
в год (намечаются блоки 500 МВт на давление пара 12,75 М П а).
Д ля покрытия пиковой нагрузки будут применяться гидроаккуму­
лирующие и газотурбинные установки.
В перспективном развитии теплоэнергетики весьма велика роль атом­
ных электростанций, которые способны обеспечить более низкую себе­
стоимость электроэнергии, чем на ТЭС на минеральном топливе, что
видно из следующих цифр:
Я
Щ
•■;‘*'
Тип электростанции
Стоимость 1 кВт ус­
тановленной м ощ ­
ности, руб.
Себестоимость эл ек тр о ­
энергии. К О П / («ВТ -Ч)
АЭС с реакторами мощностью 440 тыс. кВт
230
0 ,6 —0 ,7
АЭС с реакторами мощностью 1 млн. кВт
170—200
0 ,4 5 —0 ,5
ТЭС на газомазутном топливе
120
0 ,8—0,9
В настоящее время сооружаются АЭС с реакторами водо-водяного
типа мощностью 440 тыс. кВт и с реакторами графито-водяного типа
мощностью 1 000 МВт. Для обеспечения быстрых темпов развития АЭС
необходимо создать реакторы на быстрых нейтронах, спосооные воспро­
изводить ядерное горючее.
Продолжается развитие теплофикации в СССР. К 1975 г. на ТЭЦ
будет введено 13 млн. кВт, а к 1980 г. 35 млн. кВт. При этом ввод'новых
мощностей будет реализовываться турбоагрегатами 100— 135 170
250 МВт.
*
-■
Д ля повышения эффективности теплофикации надо изыскивать но­
вые технические решения, в частности, в направлении удешевления ТЭЦ.
Широкое использование в энергетике сернистых мазутов требует про­
ведения исследований и наладочных работ для обеспечения эффективной
борьбы с наружной коррозией (корродируют воздухоподогреватели, га­
зоходы за котлом, перегреватели, топочные экраны).
СПИСОК ЛИТЕРА ТУРЫ
1. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. М.—Л., «Энергия», 1967, 400 с.
2. Щегляев А. В. ПаровьЦ турбины. «Энергия». М., 1967, 368 с.
3. Соколов Е. Я. Теплофикация и тепловые сети. М., Госэнергоиздат, 1963. 360 с.
4. Бартлетт Р. Л. Тепловая экономичность и экономика паровых турбин. М., Гос­
энергоиздат, 1963, 351 с.
5. Зайдель В. А. Строительство и монтаж тепловых электростанций. М., «Энер­
гия», 1970, 200 с.
6. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. М., «Энер­
гия», 1968, 222 с.
7. Нормы технологического проектирования тепловых электростанций и тепловых
сетей. М., «Энергия», 1967, 102 с.
8. Руководящие указания по проектированию термических деаэрационных устано­
вок питательной воды котлов. М., «Энергия», 1968, 112 с.
ОГЛАВЛЕНИЕ
р** |
Стр
3
Предисловие
Глава
п е р в а я . Производство и
потребление электроэнергии
4
Ы . Масштабы потребления и про­
изводства электроэнергии
4
1-2. Типы тепловых электростан­
ций Щ .
• * • * \Ч *
ЩI
1-3. Энергетические системы. Гра­
фики электрической нагрузки 10
1-4 Тенденции развития ТЭС . . 1 1
Вопросы . . .Щ л * • *3 * • *
щ
Г л а в а в т о р а я Энергетический баланс и тепловая экономич­
ность т э с
. . . • * *. ' Ш
2-1. Энергетические
показатели
цикла Р е н к и н а ..........................15
2-2. Энергетические
показатели
турбоагрегатов ......................... 17
2-3. Энергетические
показатели
турбоустановок с регенера­
тивным подогревом воды
• 80
2-4. Выбор параметров регенера­
тивных о т б о р о в .....................24
2-5. Энергетические
показатели
турбоустановок с промежу­
точным перегревом пара . . 23
2-6 Оптимальные параметры про­
межуточного перегрева пара 29
2-7. Энергетический баланс и теп­
ловая экономичность ТЭС . 32
Вопросы . . • - • • * • 3*
Глава
т р е т ь я . Основные пара­
метры и единичные мощности
агрегатов Т Э С ..................... 35
3-1. Начальное давление пара и
мощность турбин . . . . . 35
3-2. Температура перегрева пара . 36
3-3. Температура питательной воВопросы
. .
........................... Щ
\
Глава
ч е т в е р т а я Стлнцнонные
трубопроводы .
• • • ®
4-1. Трубопроводы ТЭС и ЧребоваI
Т
‘
'
тш
АО
мня к ним . . • , ^ 1» * * ™
4-2. Элементы трубопроводов . . 43
4-3. Стандарты на трубопроводные
изделии / . - * •
4-4. Компенсация температурных
удлинений
• • • *. Р* *
4-5. Прокладка и крепление трубо­
проводов
..........................
4-6. Гидравлический расчет трубо­
проводов ....................................
4-7. Редукционно - охладительные
у ст а н о в к и ....................................
Вопросы
___________
Глава
А
П
п я т а я . Элементы тепловой
схемы ТЭС
..................... *
5-1. Регенеративные подогреватели 60
5-2. Конструкция и тепловой рас­
чет регенеративных подогре­
вателей . . .
- • • • • 5-3. Деаэраторы ................................75
5-4. Испарители, паропреобразователи, расширители . . . • “
5-5. Сетевые подогреватели . . . 85
Вопросы ............................... •
Глава
ш е с т а я . Тепловая схема
ТЭС
. . . . . - - - у - 86
6-1. Принципиальная тепловая схе­
ма . .. . 86
6-2. Расчет тепловой схемы КЭС 89
6-3. Полная тепловая схема ТЭС 98
6-4. Выбор оборудования парово­
дяного т р а к т а .......................... Ю6
Вопросы . ............................... Ю8
Глава
с е д ь м а я . Режимы работы
блочных КЭС . .
. . Л 08
7-1. Особенности
эксплуатации
б л о к о в .....................................Л 08
* - |§ К Р
Стр.
7-2. Надежность работы блоков . 110
7-3. Расчет показателей тепловой
экономичности блоков в усло­
112
виях эксплуатации . . .
114
7-4. Маневременность блоков .
116
7-5. Мобильность блоков . . .
7-6. Работа блоков при частичных
119
нагрузках ...............................
7-7. Обслуживание теплового обо
126
рудования Т Э С ......................
7-8. Автоматическое
регулирова
ние, защита, блокировка, сиг
130
нализация ...............................
132
Вопросы
................................
Г л а в а в о с ь м а я . Технико-экономн
ческие показатели и методика
сравнения вариантов строи
тельства Т Э С ...................... 5132
8-1. Основные технико-экономиче.132
ские показатели ТЭС
8-2 Структура капиталовложений
в тепловые электростанции . 133
8-3 Влияние единичной мощности
блоков и мощности КЭС на
капиталовложения.................... 134
8-4. Капиталовложения в ТЭЦ . 136
8-5. Эксплуатационные затраты и
себестоимость продукции ТЭС 137
8-6. Расчетные затраты . . . .138
Вопросы
......................................139
Глава
д е в я т а я . Атомные элект­
ростанции
........................... .139
139
9-1. Ядерные р еак тор ы .....................
141
9-2. Тепловые схемы АЭС . . .
9-3. Воспроизводство ядерного горючего. Реакторы-размножители .
145
147
Вопросы
Глава
д е с я т а я . Газотурбинные,
парогазовые и магнитогид­
родинамические
электростанции . . .
147
10-1. Газотурбинные электростан­
ции
147
10-2. Парогазовые электростанции 150
10-3. Электростанции с магнито­
гидродинамическими установ­
ками ( М Г Д У ) ...........................152
В о п р о с ы ..................................... 152
Глава
о д и н н а д ц а т а я . Комби­
нированная выработка теп­
ла и электроэнергии . .
152
11-1. Тепловая экономичность ТЭЦ 152
Стр.
11-2. Принципиальные
тепловые
схемы Т Э Ц ............................... 157
11-3. Полная тепловая схема ТЭЦ 160
11-4. Выбор основного и вспомога­
тельного оборудования ТЭЦ 162
В о п р о с ы ..................................... 164
Г л а в а д в е н а д ц а т а я . Теплоснаб­
жение и тепловые сети
.164
12-1. Определение тепловых нагру­
зок . ........................................... 164
12-2. Системы теплоснабжения . 167
12-3. Регулирование отпуска тепла
с горячей в о д о й ......................172
12-4. Тепловые с е т и ........................... 176
Вопросы . . . . . . .
.181
Глава
т р и н а д ц а т а я . Режимы
работы Т Э Ц ........................... 181
13-1. Режимы работы теплофика­
ционной турбоустановки с
промышленным и отопитель­
ным о т б о р а м и ........................... 181
13-2. Режимы
турбоустановки
Т-100-130 ..................................... 187
13-3. Аналитические
выражения
для тепловых характеристик
теплофикационных турбии .191
В о п р о с ы ..................................... 193
Г л а в а ч е т ы р н а д ц а т а я . Техни­
ческое водоснабжение . . .193
14-1. Потребители технической во­
ды .................................................... 193
14-2. Системы водоснабжения с ис­
пользованием рек и водоемов 195
14-3. Системы водоснабжения с
искусственными охладителя­
ми .....................................................197
Г л а в а п я т н а д ц а т а я . Компонов­
ки главного корпуса тепло­
вых электростанций . . .200
15-1. Типы компоновок и требова­
ния к н и м .................................200
15-2. Компоновка
котельного и
бункерного отделений. Выбор
дымовых т р у б ........................... 207
15-3. Компоновки машинного и деаэраторного отделений . . .211
15-4. Типовые проекты главных
корпусов ТЭС ...........................212
15-5. Компоновки главного корпу­
са атомных, газотурбинных
и парогазовых электростан­
ций .................................................213
В о п р о с ы ......................................214
Стр.
Стр.
Глава
ш е с т н а д ц а т а я . Место
строительства, мощность ТЭС
и ее а г р е г а т о в .....................218
16-1. Место строительства и мощ­
ность электростанции . . .218
16-2. Количество и мощность бло­
ков .............................................. 219
16-3. Требования
к
площадке
строительства ТЭС . . . . 220
16-4. Размещение сооружений на
площадке электростанции .221
В о п р о с ы ....................................224
Глава
семнадцатая.
Строи­
тельство тепловых электро­
станций .................................... 224
17-1. Организационные
основы
строительства ТЭС . . . . 224
17-2. Продолжительность
строи­
тельства Т Э С ..........................225
17-3. Временные
сооружения и
стройгенплан..............................226
17-4. Производство и планирова­
ние р а б о т ............................... .... ®#'
Вопросы . . . . . . . . 235*
Список литературы . . . .236
Вениамин Яковлевич Гирш фельд,
Г ригорий Наумович Морозов
ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ
Редактор В. Е. К уликов
Редактор издательства Л. И. Синельникова
Переплет художника Н. Т. Ярешко
Технический редактор Т. И. Хромова
Корректор А. К. Улегова
Сдано в набор 2 3 /11 1973 г.
Подписано к печати
24/V III 1973 г.
Т-13146. Формат 7 0 x 1 0 * 7 ,,.
Бумага
типографская № 1 Уел. печ. л. 21,0. Уч.-изд. л. 20,72
Тираж 26 ООО экз.
Зак. 157
Цена 92 коп.
Издательство «Энергия». Москва, М-114, Ш люзовая наб.. 10
Владимирская типография Союзполнграфпрома
при Государственном комитете Совета Министров СССР
по делам издательств, полиграфии и книжной торговли
Гор. Владимир, ул. Победы, д. 18-6.
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
15
Размер файла
23 721 Кб
Теги
elektricheskikh, teplovie, stancii, girshfeld, 3820, morozov
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа