8. ВЫБОР ОСНОВНОГО И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО

 ОБОРУДОВАНИЯ ТЭС

8.1. Мощность агрегатов ТЭС и ее резервы

Заданная электрическая нагрузка ТЭС поддерживается не только основным, работающим оборудованием, но и резервным, которое обеспечивает не только требуемую мощность, но и надежность работы ТЭС.  При расширении ТЭС в резерв обычно выводится менее совершенное и экономичное оборудование. Отсюда единичная мощность и число агрегатов определяются с учетом необходимой резервной мощности, т.е. мощности выводимой в резерв по тем или иным причинам, в основном в ремонт.

Самый ответственный режим работы ТЭС – максимальная нагрузка. Она зависит от совпадения рабочих смен, осветительной и промышленной нагрузки и т.д. Обычно максимальная электрическая нагрузка создается в декабре, январе.

Рабочая нагрузка  N_раб ТЭС должна обеспечить покрытие максимальной нагрузки N_м

N_раб ≥ N_м.                                               (8.1)

Если часть турбогенераторов работает с недогрузкой или с нагрузкой меньше максимальной,  т.е. с величиной недогрузки N_р.с, то рабочая мощность ТЭС может быть увеличена. Тогда для данной турбины  ее рабочая мощность рассчитывается по формуле

N_раб=N_м+N_р.с.                                                                       (8.2)

Эта мощность называется горячим, скрытым или мобильным резервом; как правило, она недостаточна для покрытия планового максимума нагрузки, а также для компенсации вышедших из работы агрегатов.

В этом случае необходимо введение в работу явного или холодного резерва N_р.я, образующего явный или аварийный резерв N_р.ав.

N_р.ав.=N_р.с.+N_р.я.                                                                      (8.3)

Величина вводимой мощности образует в сумме с работающей располагаемую мощность

N_{расп .}= N_{раб .}+ N_р.я. = N_м + N_р.с + N_р.я;                           (8.4)

N_расп.= N_м+ N_р.ав.                                            (8.5)

На ТЭС или в системе предусматривается вывод агрегатов в плановый ремонт, т.е. плановый резерв. Этот резерв предусматривается на летний период времени и определяется по летнему графику нагрузок.

Если в период летней эксплуатации в ремонт можно вывести только часть оборудования, то устанавливается дополнительно ремонтная резервная мощность

N_уст = N_расп + N_рем = N _раб + N_р.я. + N _рем = N _м + N_р.ав  + N_рем;            (8.6)

N_уст = N_м + N_рез,                                             (8.7)

и тогда общая резервная мощность станции

N_рез = N_р.с  + N_р.я. + N_рем.                                      (8.8)

Обычно плановый, капитальный ремонт турбогенераторов проводится один раз в 2÷3 года, а парогенераторов - ежегодно.

Таким образом, общий резерв станции складывается из горячего  (вращающегося), явного (аварийного) и ремонтного резервов. Cумма рабочей мощности, мощностей  холодного и горячего резервов составляет рабочую мощность станции. Сумма рабочего и явного резерва составляет располагаемую мощность ТЭС, а сумма располагаемой мощности и мощности  ремонтного резерва –  установочную мощность станции (рис. 8.1). В процессе проектирования по установочной мощности определяется и мощность проектирования. Величина резерва и мощность агрегатов ТЭС, выводимых в ремонт, определяются еще и совместной работой ТЭС с гидроэлектростанциями. При ремонте блока одновременно с основным оборудованием производится ремонт и вспомогательного оборудования.

Для современных ТЭС  характерно строительство станций с более экономичными показателями. Такие ТЭС нужно рассматривать как рабочие, а менее совершенные агрегаты старых ТЭС выводятся в резерв. Необходимость ремонтного резерва проверяется по годовому графику электрической нагрузки (рис. 8.2).

Величина резерва мощности ТЭС или системы от установленной должна составлять 10 %. Укрупнение мощности ТЭС и ее агрегатов снижает затраты на сооружение и эксплуатацию. При этом снижается себестоимость вырабатываемой электроэнергии, количество обслуживающего персонала, увеличивается экономичность ТЭС.

При расширении ТЭС или системы выбор турбины (конденсационная или теплофикационная) определяется перспективами развития района, с учетом того, что турбина типа Р электрическим резервом не может служить. Выбор теплового резерва определяется технико-экономическим обоснованием.

8.2. Основные положения по выбору турбогенераторов

Мощность ТЭС определяется ее нагрузкой, особенностями водоснабжения, топливоснабжения, величиной отводимой площадки, санитарно-гигиеническими требованиями.

На ТЭС  устананавливают турбогенераторы одинаковой или различной мощности. Установка более крупных агрегатов связана с быстрым ростом нагрузок в районе ТЭС. Укрупнение агрегатов первоначально было связанно с повышением начальных параметров, т.е. с ростом КПД. Для современных энергоблоков при давлении 23,8 МПа и температуре пара 540/540 °С КПД примерно одинаков при различных мощностях. Это связано с тем, что КПД парогенераторов блоков от мощности практически не зависит, КПД проточной части турбины с повышением мощности несколько возрастает, но растут и выходные потери.

В настоящее время увеличение мощности блоков практически не дает  прироста КПД, однако при этом снижаются удельные расчетные затраты. Это объясняется более медленным возрастанием затрат на корпус с укрупнением агрегатов по сравнению с возрастанием мощности агрегата. Одновременно снижается стоимость контрольно-измерительных приборов и автоматики, стоимость здания, количество обслуживающего персонала, снижается трудоемкость изготовления агрегатов. Поэтому мощность блока на КЭС должна быть возможно большей с учетом перспектив развития системы и аварийного резерва.

Снижение стоимости оборудования определяется графиком зависимости стоимости установленных агрегатов  С_уст, резервных С_рез и рабочих С_раб от числа рабочих агрегатов Z_раб, при этом мощность агрегатов различается в два раза (рис. 8.3).

         Из графика следует, что для рабочих агрегатов укрупнение экономически целесообразно, но при этом при использовании крупных блоков стоимость резерва растет. В соответствии с проведенными расчетами целесообразно устанавливать 5÷6 рабочих агрегатов при одном резервном и при дальнейшем увеличении рабочих агрегатов число резервных растет пропорционально.

8.3. Методика определения надежности работы ТЭС

Оценка надежности работы оборудования основана на статистических данных эксплуатации и на теории вероятностей.

Считаем, что ТЭС имеет n одинаковых агрегатов и их готовность к работе или простой определяются членами разложения бинома Ньютона. Если готовность к работе р, аварийность агрегата q и p+q=I, то получим

(p + q)ⁿ = pⁿ  + np^n-1q + p^n-2 · q² +…..

…+p² · q^n-2 + npq^n-1 + qⁿ.          (8.9)

Если n число установленных агрегатов, то для заданного периода времени:

 pⁿ  – вероятность (продолжительность) работы всех агрегатов одновременно;

второй член – вероятность работы одновременно n-1 агрегатов, один в аварийном состоянии;

предпоследний член – вероятность работы одного агрегата и при аварии n-1 агрегата;

последний член – одновременная авария всех n агрегатов.

Рассмотрим случай, когда на ТЭС все агрегаты рабочие, резервные отсутствуют. Пусть m - число аварийных агрегатов, тогда n–m- число работающих агрегатов. По биному Ньютона вероятная выработка энергии составит

Э = р(р+q)^n-1 = p ,                                                (8.10)

т.к.  р + q = 1.

Следовательно, при отсутствии резерва коэффициент готовности, характеризующий надежность работы оборудования ТЭС

,                                                 (8.11)

определяет численное значение возможной наибольшей доли выработки энергии. Вероятная недовыработка энергии при отсутствии резерва

Э=q.                                                         (8.12)

Вероятная выработка энергии, т.е. уровень надежности

Э=1–Э.                                                     (8.13)

Резерв на ТЭС дает потенциальную возможность выработки дополнительно сверх планируемой энергии на величину

,                                        (8.14)

где a_m – член разложения бинома Ньютона, соответствующий номеру (количеству) резервных агрегатов.

Рассмотренные аналитические зависимости основаны на постоянстве максимальной нагрузки. Они могут быть распространены и на другие нагрузки с использованием графика годовой продолжительности нагрузки.

При использовании на ТЭС турбин различных типов следует по биному Ньютона рассматривать вероятность одновременной работы каждой группы турбин.

Технически минимальный коэффициент резерва, определяемый по условиям надежности,

.                                        (8.15)

Экономический резерв системы или станции определяется числом установленных агрегатов n, их мощностью N_а,  аварийностью q, максимальной нагрузкой N_м, графиком нагрузки, годовыми приведенными затратами по резерву З_рез, удельным ущербом  S_у руб./(кВт·ч/год),  недоотпуском  энергии Э  кВт·ч/год. Затраты на резерв должны быть меньше ущерба от недоотпуска энергии в руб./год:

S_рез ≤ S_у ·Э.                                                  (8.16)

Для выполнения этого условия необходимо правильно оценить ущерб, вызванный недоотпуском энергии. Для Российской Федерации пиковые мощности приняты в пределах 10÷15 % и тогда относительная мощность резервного агрегата или блока

.                                                    (8.17)

Экономический уровень надежности принят 0,99÷0,999, однако в каждом конкретном случае он должен определяться применительно к местным условиям.

 

8.4. Выбор парогенераторов ТЭС

Преимущественное применение на ТЭС получили моноблоки с однокорпусным, двухкорпусным исполнением и дубль-блоки (рис. 8.4, 9.2).

Паропроизводительность энергоблока определяется максимальным расходом пара с 3 %-ным запасом. На КЭС в энергосистеме резервные парогенераторы не устанавливаются. Если перед турбиной начальные параметры 23,5 МПа и 540 °С, то на выходе из парогенератора они составят  25 МПа и 545 °С, т.е. параметры пара парогенератора выбираются с учетом потерь давления и температуры при транспорте теплоносителя.

Для блочной компоновки основного оборудования характерны: меньшая стоимость, простота тепловой схемы, меньшее количество арматуры. Ее применение целесообразно при большой агрегатной мощности с газовым промперегревом при работе с базовой нагрузкой. Такая схема требует высокой надежности парогенераторов равной надежности турбин. Для современных турбин а_год=0,97÷0,99 и для парогенераторов а_год=0,9÷0,95. Здесь а_год - коэффициент готовности, характеризующий надежность работы оборудования. Применение дубль-блока увеличивает протяженность трубопроводов и количество запорной арматуры, но тем самым повышается и надежность.

На ТЭЦ тип и количество турбин определяется тепловой нагрузкой и режимами потребления тепла на основе ПТС. Агрегатная мощность турбин должна быть более крупной с учетом развития данного района. В районах с развитым промышленным и тепловым потреблением сооружают ТЭЦ смешанного типа с турбинами типов ПТ, Р и Т (рис. 8.5). Турбины типа Р применяются для покрытия базовых нагрузок и устанавливаются совместно с турбинами, имеющими регулируемые отборы. Обычно ТЭЦ электрического резерва не имеет.

При выходе из строя блока или парогенератора на ТЭЦ оставшиеся в работе агрегаты должны обеспечить совместно с пиковыми водогрейными котлами (ПВК) максимально длительный отпуск пара на производство и средний за наиболее холодный месяц отпуск тепла на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение. Снижение электрической мощности допустимо на величину мощности наиболее крупного турбогенератора. При круглогодичном ремонте блока или котла в качестве ремонтного резерва для покрытия тепловых нагрузок используются ПВК.

Если D_доп – допустимая сниженная нагрузка парогенераторов, D_м – максимальная нагрузка парогенераторв, то относительная величина a снижения нагрузки  на парогенераторы при останове одного из них при неблочной компоновке равна

a=.                                                    (8.18)

При числе рабочих парогенераторов Z, каждый из которых имеет паропроизводительность D_пг,  величину  α допустимого значения (снижения) нагрузки  и число Z работающих парогенераторов можно определить следующим образом:

Z·D_пг = D_м,                                                    (8.19)

(Z – 1) D_пг =  D_доп,                                          (8.20)

,              (8.21)                                  

.                 (8.22)                              

       Обычно на 5 или 10 парогенераторов устанавливают один резервный.

       На ТЭЦ с разнотипным котлотурбинным оборудованием применяются схемы паропроводов с одиночными сборными магистралями (рис. 9.3). Сборная магистраль выравнивает поток пара между котлами и турбинами. Увеличение ее надежности достигается применением разделительных задвижек.

В основном на ТЭЦ применяют секционные схемы компоновки оборудования с поперечными связями (рис. 9.1). Особенность схемы с поперечными связями заключается в том, что турбина и парогенератор образуют секцию и могут работать независимо от других участков паропровода. Связь каждой секции с переключательной магистралью позволяет иметь общий резерв по парогенераторам. Схема с поперечными связями применяется в основном тогда, когда производительность парогенератора соответствует расходу пара на турбину. При нормальной работе станции секции (одну секцию составляют турбина и парогенератор) подключены к переключательной магистрали, задвижки на отводы закрыты, переток  пара через переключательную магистраль отсутствует. При необходимости подачи пара от резервного парогенератора в работу включается переключательная магистраль, остальные секции своего режима работы не меняют. Количество арматуры в такой схеме минимально, повреждение задвижки не вызывает остановки станции.

При одинаковых парогенераторах на ТЭЦ с секционной или блочной схемой расход пара на различные теплофикационные турбины должен быть одинаковым. Поэтому теплофикационные турбины с начальным давлением пара 12,74 МПа типов Р-100, ПТ-135 и Т-175 рассчитаны на пропуск пара около 760 т/ч и могут обслуживаться двумя котлами паропроизводительностью по 420 т/ч или одним 720 т/ч.

Электрическая мощность таких унифицированных по расходу свежего пара турбин может отклоняться от шкалы мощностей электрических генераторов, принятой для конденсационных турбин (150/160-200/210-300 и т.д.), что не вызывает затруднений, т.к. изменение мощности турбогенератора достигается изменением системы его циркуляционного охлаждения и сечения токоведущих элементов.

8.5.  Выбор вспомогательного оборудования турбин

1. Питательные насосы ТЭЦ должны обеспечить максимальную мощность ТЭС с запасом 5 %. Для блоков мощностью до 200 МВт применяются насосы с электроприводом на 100 % подачи питательной воды, в этом случае резервный насос со 100 % подачей питательной воды находится на складе. Возможна установка двух питательных насосов производительностью по 50 % без резерва. Аналогично выбираются и бустерные насосы, т.е. предвключенные насосы, предназначенные для поддержания необходимого давления на всасе основного (питательного) насоса.

Блоки 300 МВт и выше работают при начальном давлении пара 24 МПа. Для них предусматривается установка питательного насоса полной производительности с паротурбинным приводом, устанавливается турбина с противодавлением. Пускорезервный насос устанавливается с электроприводом и гидромуфтой, его производительность составляет 30÷50 % от номинальной производительности основного питательного насоса.

Для блоков 500 МВт и выше для разгрузки выхлопа главной турбины приводные турбины питательного насоса выполняются конденсационными. Устанавливается два насоса на один блок с производительностью 50 %. Бустерные насосы  блоков 500 МВт пускаются (приводятся) от основных приводных паровых турбин через редуктор.

На блочных ТЭЦ (Т-250-240) выбор питательных насосов аналогичен блокам 300 МВт.

На неблочных ТЭС, работающих в энергосистему,  подача питательной воды должна быть обеспечена для номинальной паропроизводительности парогенераторов при выходе из строя наиболее мощного питательного насоса. В этом случае ТЭЦ должна обеспечить отпуск требуемого количества пара и тепла при средней температуре самого холодного месяца. При этом электрическая нагрузка может быть снижена на мощность одного турбогенератора.

На изолированных ТЭС (не блочных) рабочие питательные насосы обеспечивают полную подачу питательной воды на все парогенераторы; на них предусматривается установка двух и более резервных насосов.

При установке питательных турбонасосов для пуска станции хотя бы один питательный насос должен иметь электропривод.

Напор питательных насосов зависит от параметров пара, вырабатываемого парогенератором, типа парогенератора, регенеративной схемы и т.д. Для парогенератора с естественной циркуляцией давление р_н, МПа, создаваемое питательным насосом, рассчитывается по формуле (рис. 8.6)

.                                   (8.23)

Здесь р_б.м=(1,05÷1,08)р_б – максимальное давление в парогенераторе с учетом регулировки предохранительных клапанов, МПа;  р_б - рабочее давление в барабане котла, МПа;

Н_н – высота подъема воды от оси питательного насоса до уровня воды в барабане, м вод. ст.;

r_н – средняя плотность питательной воды в напорной линии, кг/м³;

р_сн – суммарное гидравлическое сопротивление трубопроводов и оборудования нагнетательной линии, МПа.

Изменением скоростного напора на выходе из питательного насоса и входе в барабан можно пренебречь.

Давление р_в, МПа воды на входе в питательный насос

,                                  (8.24)

где р_д – давление в деаэраторе, МПа; р_с.в – гидравлическое сопротивление трубопроводов от деаэратора до питательного насоса, МПа. Изменением скоростного напора пренебрегаем. Высота уровня воды в баке деаэратора должна исключить вскипание   и   кавитацию   на   входе  в  питательный  насос;   она   составляет   Н_в = 22÷25 м. Напор, создаваемый питательным насосом

                    (8.25) 

Для прямоточного котла давление воды на выходе из питательного насоса

                                 (8.26)

Здесь р_пг  - давление пара на выходе из котла, МПа; р₀ - давление пара перед турбиной;  D р₀ – потери давления в трубопроводах между котлом и турбиной;  р_с.пг  -  гидравлическое сопротивление парогенератора (р_с.пг =4÷5 МПа).

В ряде схем ТЭС перед питательными насосами устанавливаются бустерные насосы. Их задача – создать на стороне всасывания питательного насоса подпор в 1,8÷2 МПа. Бустерные насосы обеспечивают работу без кавитации и парообразования во всасывающей части питательного насоса устанавливаются на блоках от 300 МВт и выше. Привод бустерного насоса выполняется через редуктор от турбины основного (питательного) насоса, но бустерный насос может иметь и самостоятельный привод. Бустерная схема применяется для блоков от 300 МВт и выше.

2. Конденсатные  насосы предназначены для транспорта конденсата из конденсатора в деаэратор питательной воды, их число должно быть минимальным. Устанавливают один насос  производительностью 100 % или два рабочих насоса производительностью по 50 %. Подача конденсатного насоса определяется наибольшим пропуском пара в конденсатор с учетом регенеративных отборов. Расход конденсата определяется при полной электрической нагрузке, летней температуре воды и выключенных отборах пара. При использовании прямоточных парогенераторов применяется химическое обессоливание конденсата турбины. В этом случае после конденсатора устанавливается конденсатный насос первой ступени с небольшим напором. Второй насос устанавливается после обессоливающей установки с напором, обеспечивающим подачу конденсата через регенеративные подогреватели низкого давления в деаэратор.

Давление, создаваемое конденсатным насосом составляет 0,35÷1,6 МПа и определяется по формуле

,                                      (8.27)

где Н_г – геометрическая высота подачи конденсата, м вод. ст.; р_н – давление в деаэраторе, кгс/см² ; р_к – давление в конденсаторе, кгс/см²; å h_пот – суммарные потери в трубопроводах и теплообменниках от конденсатора до деаэратора, м вод. ст.;

ρ_к – плотность конденсата, кг/м³.

Производительность конденсатного насоса Q_к, т/ч, изменяется от 10 до 450 м³ /ч и определяется по формуле

,                                                         (8.28)

где D_к – количество пара, поступившего в конденсатор, т/ч; K=1,1÷1,2 - коэффициент, учитывающий дренажи регенеративной системы, поступающие в конденсатор.

Мощность N_к.н., кВт, потребляемая конденсатным насосом:

,                                             (8.29)

где  – расход конденсата, м³/сек; η_н – КПД конденсатного насоса.

Мощность, потребляемая насосом, принимается на 15÷20 % больше расчетной с целью учета  возможных перегрузок. Устанавливают конденсатные насосы  центробежного типа. Резервирование и количество конденсатных насосов определяется в соответствии с НТП ТЭС и ТС и ПТЭ.

3. Циркуляционные насосы предназначены для подачи охлаждающей воды в конденсатор, масло- и воздухоохладители. На одну турбину устанавливается 1÷2 насоса, резерв не предусматривается. В турбинном отделении циркуляционные насосы устанавливаются индивидуально. В центральных, т.е. береговых насосных станциях насосные установки укрупняются,  устанавливается, как правило, по одному насосу на турбину. Для конкретной станции их число определяется по НТП ТЭС и ТС и по ПТЭ.

Расчетная производительность Q_ц.н., м³/ч, циркуляционного насоса

Q = Q_к  + Q_м + Q _в,                                               (8.30)

где Q_к – расход циркуляционной  (охлаждающей) воды;

      Q_м – расход воды на маслоохладители;

      Q_в – расход воды на воздухоохладители.

Расход воды циркуляционным насосом определяют по летнему режиму при наиболее высокой температуре воды, что в зимнее время позволяет часть насосов вывести в резерв. Расход воды на масло- и воздухоохладители составляет 3÷15 % от расхода охлаждающей воды, причем с ростом мощности турбин общий расход воды снижается (на единицу мощности). Расходы воды определяются из расчета охладителей.

Напор H, м вод. ст., создаваемый циркуляционным насосом, рассчитывается по формуле (рис. 8.7)

 ,                           (8.31)

где Н_г  – геометрический напор, м вод. ст.;

       Н_к – гидравлическое сопротивление конденсатора, м вод. ст.

      åh_тр – потери  на трение во всасывающем  и  нагнетательном  трубопроводах, м вод. ст.;

      åh_мс – потери на местные сопротивления, м вод. ст.;

      υ_B1 и υ_B2 – скорость воды на входе во всасывающий патрубок и на выходе из нагнетательного патрубка насоса, м вод.ст.

,                                                (8.32)

где Z - число ходов воды в конденсаторе;  h₁ - сопротивление на трение при движении воды в трубах конденсатора;  h₂ - сопротивление входа и выхода воды из трубок;  h₃ - сопротивление во входных камерах конденсатора.

Геометрический напор Н_г определяется как разность высоты подъема воды, Н_п, м, и высоты сифона Н_с, м, причем Н_с=7,5÷8 м

Н_г = Н_п - Н_с .                                                        (8.33)

Полный напор циркуляционного насоса при напоре воды на входе в насос (на оси вакуумметра)  Н_в и на выходе из насоса (на оси манометра) Н_м  

.                                              (8.34)

Мощность, потребляемая циркулярным насосом, N_ц.н, кВт

.                                                (8.35)

Здесь Q_ц.н, Н, h_цн – подача (м³/ч), напор (м вод.ст.) и КПД насоса (h_цн=0,79÷0,9).

Мощность, потребляемая электродвигателем насоса:

,                                                           (8.36)

где  h_эд - КПД  электродвигателя (h_эд =0,85÷0,93).

Расход циркуляционной воды на ТЭС составляет 150÷200 кг/кВт·ч. На современных ТЭС устанавливают в основном осевые циркуляционные насосы, могут применяться и другие типы насосов. Циркуляционные насосы выполняются одноступенчатыми с неподвижными или поворотными лопастями. Они работают при  температуре воды  5÷30 °С  с напором 1,3÷23 м вод. ст. при подаче 750÷66000 м³/ч (при диаметре рабочего колеса 259÷1850 мм).

4. Питательные насосы испарителей и паропреобразователей  выбираются централизованно на ТЭС или отдельную секцию в минимальном количестве: 1÷2 насоса в работе при одном резервном при подаче, равной рабочему насосу. Общая производительность рабочих насосов должна обеспечить подачу воды на все параллельно работающие аппараты. Запас по производительности для каждого насоса составляет 15÷20 % с учетом  продувки. Давление насоса выбирается в соответствии с принятой схемой.

5. Конденсатные насосы испарителей и паропреобразователей применяются, если не предусматривается каскадный слив дренажа в деаэратор, регенеративные подогреватели и т.д. Эти конденсатные насосы выбираются с резервом, индивидуально для каждой установки или централизованно в зависимости от числа и производительности паропреобразовательных или испарительных установок. Производительность и напор дренажных насосов должны обеспечить подачу конденсата в питательную систему ТЭС при максимальной нагрузке теплообменников; они определяются в соответствии с НТП ТЭС и ТС ПТЭ.

6. Насосы сетевых подогревателей предназначены для питания тепловых сетей и создания циркуляции в замкнутых промежуточных контурах ТЭС. Сетевые насосы устанавливаются на ТЭС или на промежуточных перекачивающих насосных станциях тепловых сетей. Рабочие и резервные насосы устанавливаются общими для ТЭС. При устойчивой нагрузке по горячему водоснабжению может устанавливаться «летний» насос горячего водоснабжения. Число насосов определяется по расходу сетевой воды, т.е. тепловой мощности подогревателей и производительности, выпускаемых промышленностью насосов, однако общее количество сетевых насосов должно быть не менее двух. При параллельной работе насосы должны иметь одинаковые характеристики. Расход Q_с.в. сетевой воды зависит от тепловой нагрузки (расходов теплоты на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение и технологические нужды), см. (5.20).

.                                                     (8.37)

Напор сетевых насосов определяется гидравлическим сопротивлением тепловых сетей.

Промышленность выпускает сетевые насосы производительностью 1000÷2500 м³/ч при напоре 60÷180 м вод. ст.

7. Конденсатные насосы сетевых подогревателей и паропреобразователей выбираются индивидуально: 1÷2 рабочих насоса и один резервный насос у сетевого подогревателя нижней ступени с подачей равной подаче рабочего насоса. Напор конденсатного насоса определяется схемой ввода конденсата в основную схему блока.

8. Подпиточные  насосы тепловых сетей выполняются центробежного типа, при закрытой схеме устанавливают два насоса, при открытой – три, включая и резервные насосы. Напор и производительность подпиточного насоса определяются в соответствии с расчетом схемы.

9. Дренажные насосы сетевых подогревателей устанавливаются без резерва,  при  остановке дренажного насоса слив дренажа производится в сетевой подогреватель более низкого давления и в конденсатор. Производительность насоса определяется максимальным количеством дренажа по расчету тепловой схемы. Напор дренажного насоса зависит от  места ввода дренажа в схему регенерации.

8.6. Вспомогательное тепловое оборудование турбинной установки

Тип вспомогательного оборудования определяется типом и мощностью турбины. Турбины поставляются заводом-изготовителем в комплекте с вспомогательным оборудованием: регенеративными подогревателями, эжекторами, маслоохладителями, насосами системы регенерации. Характеристики вспомогательного оборудования даются в справочной литературе и в каталогах.

1. Регенеративные подогреватели (тип и размер) завод-изготовитель выбирает по тепловому расчету турбины и подогревателей при максимальной электрической нагрузке. Падение давления пара на участке отбор- подогреватель принимается до 8 % от давления отбора. Тип регенеративного подогревателя определяется пропускной способностью пара и воды, давлением греющего пара, давлением воды, поверхностью нагрева.

Устанавливаются подогреватели индивидуально для каждой турбины без резерва, по одному корпусу на каждую ступень – «однониточная» схема. Каждый ПВД имеет автоматический клапан отключения воды и ее подачи по обводной линии. Автоматическое устройство дублируется на напорной питательной  линии ручной задвижкой для подачи «холодного» питания. На некоторых блоках 300 и 500 МВт применяется двухниточная схема, а на блоках 800 и 1200 МВт и трехниточная схема для ПВД.

Регенеративные подогреватели низкого давления имеют большую надежность и поэтому обводные устройства на ПНД имеют задвижки с ручным приводом. ПНД имеют одну группу, за исключением двухвальной турбины 800 МВт.

На ТЭЦ применяются однокорпусные, индивидуальные регенеративные установки.

2. Деаэратор служит для удаления из питательной воды агрессивных газов и сбора основных потоков рабочего тела на ТЭС. Его расчет выполняется на основе уравнений теплового и материального баланса. Потери с выпаром в окружающую среду оцениваются КПД деаэратора (h_д =0,99÷0,995).

 В регенеративную схему деаэратор включается как самостоятельная ступень подогрева воды или как предвключенная ступень первого ПВД. Подача пара в деаэратор производится от регулируемого и нерегулируемого отбора турбины. Давление пара на деаэратор может быть постоянным и скользящим, которое в энергетическом отношении более экономично при использовании больших агрегатных мощностей. Скользящее давление меняется в зависимости от нагрузки на турбину, требует применения резервных источников пара.

 Деаэраторы имеют высокую надежность и поэтому не резервируется. Их производительность определяется максимальным расходом питательной воды на блок, секцию, станцию с 10 % запасом. На блок устанавливаются 1÷2 деаэратора, при неблочной компоновке – при выходе из работы одного из деаэраторов остальные должны обеспечить нормальную работу. Деаэрационные колонки устанавливают на баки питательной воды. Число колонок   1÷2 на бак, колонки  соединены между собой по линии пара и воды. Ёмкость бака рассчитывается на работу в течение 5 минут при блочной компоновке, 10 минут при не блочной компоновке и 20 минут на ТЭЦ. Ёмкость воды в баке составляет 85 % геометрической его емкости. 

Деаэраторы добавочной воды парогенераторов и подпиточной воды тепловых сетей выполняются централизованно для всей (или отдельной)  очереди ТЭС;  обычно устанавливают 1÷2 деаэратора. Для испарителей и паропреобразователей выбор деаэраторов питательной воды производят аналогично.

3. Сетевые подогреватели служат для отпуска тепла со станции с горячей водой. Их производительность определяется по максимальной тепловой нагрузке станции с учетом коэффициента теплофикации. Сетевые подогреватели устанавливаются  индивидуально для каждой турбины, без резерва, так как работают сезонно, а в летний период времени несут только нагрузку горячего водоснабжения. Общая паровая магистраль для сетевых подогревателей не предусматривается. По воде сетевые подогреватели связаны  общими трубопроводами, обеспечивающими их параллельную работу.

На КЭС сетевые подогреватели устанавливаются на первых двух блоках, производительность каждого подогревателя составляет 80 % максимального отпуска тепла.

4. Испарительные установки устанавливаются индивидуально для каждой турбины без резерва. Их назначение – восполнение потерь теплоносителя. Пар подается из нерегулируемых отборов и поэтому с понижением электрической нагрузки производительность испарителя снижается, а потери теплоносителя практически не снижаются. Это особенно существенно при резких изменениях нагрузки, например, при параллельной работе нескольких ТЭС, работе ТЭС совместно с ГЭС. Для обеспечения необходимой производительности испарителей предусматривается подача пара из отборов более высокого давления.

Многоступенчатые испарительные установки монтируются централизованно или индивидуально, и пар на испарители подается из регулируемых отборов. Производительность испарителей по вторичному пару составляет 40÷60 т/ч и выше. Для них рекомендуется устанавливать один резервный корпус, включенный последовательно по воде и пару. При большом числе ступеней установка может быть разделена на две группы.

5. Паропреобразователи выполняются индивидуально или централизованно на несколько турбин с одним резервным корпусом. Резервный корпус включается по воде и пару параллельно рабочим. Производительность корпусов одинакова.

6. Редукционно-охладительные установки (РОУ) служат для резервирования регулируемых производственных отборов пара. РОУ устанавливаются по одной для данных параметров пара, производительность РОУ равна производительности отбора турбины. РОУ могут применяться для отпуска пара также и при давлении пара не соответствующему давлению отбора. На ТЭС применяются вспомогательные РОУ: на мазутное растопочное хозяйство, обдувку поверхностей нагрева котлов, подогреватели местного отопления, деаэраторы. Работу РОУ следует ограничивать и заменять отпуском пара из отборов.

7. Охладители пара эжекторов и уплотнений устанавливаются без резерва, по одному или два охладителя на один эжектор соответственно при 100 % или 50 % расходе пара.

ческое использование твердого топлива.

Для замкнутой сушки пылеприготовления и сушки характерна подсушка топлива горячим воздухом непосредственно в мельнице. Выделяющаяся при подсушке влага в виде пара вводится в топку парогенератора и затем удаляется с уходящими  газами. При замкнутой схеме сушки твердого топлива, установки пылеприготовления устанавливаются индивидуально для каждого парогенератора.

Разомкнутая схема пылеприготовления снижает потери тепла с уходящими газами за счет сброса влаги в атмосферу при температуре ниже температуры уходящих газов. Стоимость установки при разомкнутой схеме сушки выше, т.к. устанавливаются дополнительные пылеулавливающие устройства, имеются дополнительные потери топлива с газами, удаляемыми в атмосферу, они загрязняют атмосферу, возрастает взрывоопасность мельницы. Эти причины ограничивают применение разомкнутых систем. Они выполняются индивидуальными и централизованными - пылезаводы (ЦПЗ).

В разомкнутых схемах подсушка топлива выполняется трубчатыми сушилками паром или горячими газами из дымоходов в угольных мельницах. Так, ЦПЗ с паровыми сушилками, установленные на Назаровском угле, применяются для блоков 500 МВт (мельницы молотковые), на АШ с ШБМ - для блоков 800 МВт. Пар для подсушки топлива подается из отборов турбин. Это повышает КПД турбины. КПД парогенератора возрастает за счет снижения температуры водяных паров, удаляемых в атмосферу и сжигания подсушенного топлива. Эта схема приемлема для сжигания влажных углей. Если угли имеют не высокую стоимость, то могут не окупиться дополнительные затраты на подсушку топлива. Например, АШ имеет не высокую влажность и его паровая подсушка за счет экономии топлива также может не окупиться.

Применение ЦПЗ упрощает конструкцию парогенератора и главного корпуса. Однако установка ЦПЗ  усложняет схему и требует применения дополнительных затрат,  в энергетике РФ они применяются очень ограниченно. Разомкнутая схема с газовой подсушкой топлива разработана ЦКТИ. Она предусматривает полезное использование теплоты уходящих газов с температурой 250÷350 °С и  более горячих газов из газоходов парогенератора. Газы используются в сушильно-размольной системе для подсушки высоковлажных топлив (в основном бурых углей) в молотковых мельницах.  Схема пылеприготовления требует применения золоуловителей перед подачей газов в сушильные установки, подогрева воздуха паром, подаваемым из отборов в калориферы.

При замкнутой схеме в основном используется ШБМ с индивидуальной установкой для каждого парогенератора. ШБМ выполняются тихоходными с применением промежуточного бункера. Это обеспечивает их полную загрузку независимо от нагрузки парогенератора. Применение ШБМ целесообразно при использовании твердых топлив с малым выходом летучих, когда необходим очень тонкий помол (АШ, Кизеловские угли, высокозольные отходы обогащения). При работе ШБМ на холостом ходу требуется большой расход электроэнергии, поэтому при непосредственной подачи пыли в топку схемы с ШБМ не применяются.

ШБМ с промбункером устанавливают с запасом до 10 % от номинального режима по нормальному (расчетному) топливу и с запасом 20÷25 % при использовании топлив ухудшенного качества. Устанавливаются 1÷3  ШБМ в зависимости от свойств топлива и производительности парогенератора.

Мельничный вентилятор при размоле сухих углей должен обеспечить производительность мельницы по пыли, а при размоле влажных углей - по ее сушильной производительности.

При влажности топлива до 20 % и подогреве воздуха свыше 250 °С производится сушка топлива воздухом. Более высокая влажность топлива и более низкая температура воздуха требуют применения в качестве сушильного агента дымовых газов, подводимых из топки с температурой до 750 °С. Возможно и совместное применение горячего воздуха и дымовых газов.

В отдельных случаях для размола топлива применяются и среднеходовые мельницы. Их применение определяется свойствами топлива и технико-экономическими показателями схемы пылеприготовления. Они отличаются сложностью конструкции.

2. Тягодутьевые установки в свой состав включают дутьевые вентиляторы и дымососы, дымовые трубы, соединительные газо- и воздуховоды. Для парогенераторов с наддувом сюда относятся воздуходувные машины. В этом случае дымососы устанавливаются как резерв на время пуска. Основной тип привода тягодутьевых механизмов – асинхронный электродвигатель. Самотяга составляет 15÷40 мм вод. ст., сопротивление газового тракта 350÷400 мм вод. ст. Поэтому отвод газов из топки обеспечивается дымососом, а высота дымовой трубы определяется по условиям рассеивания вредных выбросов в атмосфере.

Выбор тягодутьевых установок состоит в определении их расчетных характеристик.

Энергетические парогенераторы по условиям надежности снабжаются двумя дымососами и двумя дутьевыми вентиляторами, работающими параллельно. Параллельная работа по сравнению с изолированной несколько снижает  производительность тягодутьевых машин. Подача дымососов и вентиляторов должна обеспечивать полную производительность парогенераторов с 10 % запасом. Производительность каждой тягодутьевой установки должна обеспечивать 50 %-ную нагрузку парогенератора, а при  работе котла на АШ и тощих углях не менее 70 %. Производительность тягодутьевой установки выбирается при коэффициенте избытка воздуха в пылеугольной топке α_т=1,15, в циклонах и двухкамерных топках – при  α_т =1,05÷1,10, а при работе котла на газе и мазуте – при α_т =1,05÷1,03.

Присосы воздуха от пароперегревателя до дымососа  при поверхностном воздухоподогревателе не должны превышать 10%, а при установке регенеративного воздухоподогревателя - 20 %, в электрофильтре - 10 %, в циклонах и мокрых золоуловителях - 5 % от теоретически необходимого количества воздуха.

Напор (давление) тягодутьевых машин выбирается с запасом 15 % и составляет для вентиляторов 3÷5 кПа, дымососов - 4÷7 кПа, воздуходувок - 10÷13 кПа.

КПД тугодутьевых установок при номинальной нагрузке парогенератора должен быть не менее 90 %  максимального.

Потребляемая тугодутьевыми установками мощность N, Вт

,                                                        (8.38)

где V, H, η – производительность (м³/ч), напор (Па) и КПД установки.

Способы регулирования тягодутьевых установок – направляющий аппарат с поворотными лопатками, двухскоростные электродвигатели.

Температура воздуха пред воздухоподогревателем должна быть не ниже 30 °С. В зависимости от свойств топлива воздух может предварительно подогреваться до 60÷70 °С в калориферах паром из отборов.

Тягодутьевые установки выполняются центробежными с двух- и односторонним всасыванием, а на мощных блоках – осевыми. Преимущества осевых установок высокая экономичность в широком диапазоне нагрузок, большая производительность, компактность, легкий пуск. Недостатки – более сложная конструкция ротора и направляющих аппаратов, повышенная шумность. На привод тягодутьевых установок затрачивается до 1,5 % мощности блока.

8.8. Водоподготовка

Выбор способа подготовки добавочной воды на ТЭС определяется начальными параметрами пара, типом парогенератора, величиной потерь теплоносителя, качеством исходной воды и рядом других показателей.

При отсутствии внешних потерь теплоносителя и при давлении пара 9 МПа и выше применяется  химическое обессоливание, если в исходной воде общее содержание анионов минеральных кислот (SO₄+Cl+NO₃+NO₂) менее 7 мг-экв/кг. При более высоком содержании анионов применяются испарительные установки.

Для давлений пара 13 МПа и выше и суммарном содержании  анионов минеральных кислот более 12 мг-экв/кг вода на испаритель подается после химического обессоливания.

На ТЭЦ с внешними потерями теплоносителя при давлении пара 13 МПа применяют химическое обессоливание добавочной воды, при давлени пара 9 МПа используется химическая очистка добавочной воды, при более низких давлениях применяют упрощенные методы химической очистки добавочной воды.

Исходная  вода артезианских скважин применяется в качестве добавочной воды, если ее качество не хуже воды открытого водоема. Использование воды из оборотной системы водоснабжения должно иметь технико-экономическое обоснование.

Расчетный расход добавочной воды на КЭС и отопительных ТЭЦ составляет по нормам 2 % производительности парогенераторов, а для прямоточных парогенераторов  (помимо 2 %) устанавливается дополнительный расход добавочной воды: на блоки 200 и 300 МВт – 50 т/ч, 500 МВт – 75 т/ч и 800 МВт – 125 т/ч. Этот расход покрывается дополнительной обессоливающей установкой. Если на КЭС установлены барабанные парогенераторы, то производительность обессоливающей установки равна 25 т/ч. При использовании на ТЭС мазута во всех случаях производительность обессоливающей установки увеличивается на 0,15 т/ч на каждую тонну сжигаемого мазута.

Вода испарителей проходит предварительную химическую очистку и деаэрацию. Подпиточная вода закрытых тепловых сетей проходит Nа – катионирование и  деаэрацию.

В случае применения прямоточных парогенераторов для каждой турбины предусматривается обессоливание и обезжелезивание 100 % конденсата, а для барабанных парогенераторов такая обработка конденсата осуществляется при использовании в циркуляционной системе  морской воды. При использовании прямоточных парогенераторов предусматривается аналогичная очистка конденсата сетевых подогревателей и калориферов. Температура обрабатываемого конденсата не должна превышать 40 °С.