Часысутоп
Рис. 35-1. Примерны* максимальный суточный график электрической на грузки промышленного района в будний день:
1—зимние сутки; 2 —лет ние сутки
крупного промышленного района показан на рис. 35-1, на котором по оси ординат отложены электрические нагрузки в процентах от максималь ного ее значения, а по оси абсцисс—часы суток. Если по оси ординат отложить действительные нагрузки района (в кет), то площадь, очер ченная суточным графиком нагрузок и осями координат, пропорцио нальна количеству электрической энергии, выработанной за сутки. Та кие суточные графики можно построить для разных времен года и, про суммировав их, получить годовую выработку электрической энергии.
Для выяснения условий работы оборудова- % ния электрической станции строят годовой график продолжительности нагрузок, откладывая в нем по оси ординат нагрузки в кет (в порядке следования их величии от максимальных до ми нимальных), а по оси абсцисс —их продолжи тельность за год, т. е. всего за 365X24=8760 ч.
Тепловую нагрузку электрической станции разделяют на технологическую, сезонную (отоп ление, вентиляция, кондиционирование воздуха) и горячее водоснабжение для бытовых нужд. Тех нологическая нагрузка определяется условиями производства, и в зависимости от них в качестве теплоносителя может быть применен пар с дав лением 0,4—1,2 Мн/м2 или горячая вода. Суточ ный график технологической нагрузки зависит от числа рабочих смен на предприятиях и харак тера технологических процессов. Для покрытия сезонной тепловой нагрузки обычно используют горячую воду, которая как теплоноситель эконо мически наиболее выгодна. Для приготовления горячей воды пользуются паром низкого давле ния (из отборов турбин)..
Максимальный часовой расход тепла для отопления и вентиляции определяют по расчет
ным температурам наружного воздуха, установленным для каждого гео
графического района.
При проектировании и организации рациональной эксплуатации теплофикационных устройств и теплоэлектроцентралей большое значе ние имеет график продолжительности тепловых, нагрузок, который стро ят аналогично графику электрических нагрузок.1
Используя суточные графики, выбирают количество, тип и мощность отдельных агрегатов, устанавливаемых на электрической станции. При этом,- как правило, суммарная мощность агрегатов должна превышать потребную по суточному графику максимальную рабочую мощность об служиваемого района для того, чтобы обеспечивался резерв, необходи мый на случай аварийного выхода из строя наибольшего из агрегатов и для проведения работ по ревизии и ремонту оборудования. Наиболее экономичная и рациональная работа электростанций достигается, когда целая -совокупность их работает на общую сеть. В этом случае совокуп ность электростанций и электросетей носит название энергосистемы. Вы бор мощности отдельных турбогенераторов определяется технико-эко номическими расчетами.
Эти расчеты должны базироваться на том, чтобы базовая нагрузка (действующая в продолжении почти круглых суток) обеспечивалась ра ботой современного наиболее экономичного оборудования.
Следует иметь в виду также, что суммарная установленная мощ ность электропотребляющего оборудования и электроаппаратуры, уста
новленных у всех потребителей района, всегда превышают фактический максимум нагрузки на электрической станции вследствие неодновремеи-
..ной работы этогоэлектрооборудования и аппаратуры.
В соответствии с изложенными выше соображениями в СССР не прерывно осуществляется укрупнение и объединение районных элек
тростанций.
За истекшее восьмое пятилетие в СССР завершено создание Еди ной европейской электрической сети (ЕЕЭС), а в девятом будет соору жаться единая энергетическая система для всей СССР. Распределение природных ресурсов в СССР обусловило целесообразность строительст ва в восточной части страны, богатой мощными водными ресурсами, крупных и очень экономично работающих гидроэлектростанций; в обла стях, где отсутствуют водные ресурсы и бедных ископаемым топливом и малоприспособленных для его доставки из других мест, — строитель ства атомных электростанций и в остальных районах— строительства топливных электростанций. Объединение всех этих электростанций в единую энергетическую систему позволит, помимо ранее указанных пре имуществ, обеспечить наиболее целесообразное использование оборудо вания для покрытия базовых нагрузок.
В связи с возникшим за последние годы большим разрывом в мак симальных и минимальных суточных нагрузках в Европейской части
СССР, бедной водными ресурсами, появилась необходимость в сооруже нии и установке достаточно больших, легко пускаемых в ход мощностей, которые бы могли включаться в работу в момент наступления максиму ма нагрузки. В этом отношении перспективным является сооружение гидроаккумулирующих установок, на которых во время пиков нагрузки может быть получена необходимая дополнительная мощность, а в про должении минимальной нагрузки вода перекачивалась бы специальны ми насосами из нижнего бьефа в верхний. Пики нагрузки можно доста точно эффективно покрывать при использовании газотурбинных или парогазовых установок.
Режим работы электрических станций характеризуется рядом по казателей, например числом часов использования установленной мощ ности в год Туст, продолжительностью использования максимального от
пуска пара Тп.т и Тп-о и др.
Число часов использования установленной мощности определяют
по формуле |
|
|
т.—= ——— ч/год, |
(35-1) |
|
3600 |
|
где |
ЭГ—годовая выработка электрической энергии, кдж/год\ |
|
|
Му1т~~ установленная мощность на электростанции, кет. |
|
|
Продолжительность использования установленноймощностивСССР |
составляет 4500—7500 ч/год. |
|
|
Для определения продолжительности использования максимально |
го отпуска пара для технологических нужд служит выражение |
|
|
^п-т ч/год, |
(35-2) |
где |
Оп.т — годовой отпуск пара для технологических нужд, кг/год; |
|
Аыпах—максимально возможный часовой отпуск пара со станции |
|
для технологических нужд, кг/ч. |
|
|
Показатель тп.т обычно составляет 4500—7000 ч/год. |
|
|
Продолжительность использования максимального отпуска пара или |
тепла на отопление тп0 определяют по формуле, аналогичной формуле (35-2).
ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫПАРОТУРБИННЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ
Принципиальные схемы электрических станций простейших типов рассмотрены в разделе термодинамики. Действительные тепловые схемы электростанций значительно сложнее. В качестве примера на рис. 35-2 показана принципиальная схема электрической станции, на которой ус тановлен турбогенератор Уральского трубомоторного завода (УТМЗ) типа ПТ-50-130-7 мощностью 50 Мет, рассчитанный на начальные пара метры пара 19,7 Мн/м2 и 565°С; давление в конденсаторе составляет 0,03 Мн/м2. Турбина выполнена двухцилиндровой с 7 отборами пара, предназначенными для регенеративного подогрева питательной воды до
Рис. 35-2. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ с турбогенераторами мощностью по 50 Мет УТМЗ:
1—паровой котел с естественной циркуляцией; 2 —ЦВДтурбины; 3 —ЦНДтурбины; 4 —электри ческий генератор; 5 —пиковый водогрейны котел для теплофикационной воды; 6 —сетевой насос второй ступени; 7 —сетевой подогреватель от VI отбора пара; 8 —сетевой подогреватель от VII от бора пара; 9 —сетевой насос первой ступени; 10и11—конденсатны насосысетевых подогревателей (7 и в); 12 —конденсатор; 13—конденсатный насос; 14—эжекторный подогреватель; 15п 16—подо греватели уплотнений; 17, 19, 22 и 23 —подогреватели низкого давления; 20 —дренажный насос; 18 н 21—смесители; 24 —деаэратор; 25 —питательны насосы; 26, 7 и 28 —подогреватели высокого давления; 29 —расширитель продувки; 30 —охладитель продувочной воды; РОУ—редукциоыно-
230°С. Отбор IV, регулируемый при давлении 0,7 Мн/м2, используется для снабжения паром производства в количестве 118 т/н (максимально 160 т/н). На случай остановки турбины, чтобы не оставлять технологи ческих потребителей тепла без снабжения паром, предусмотрена редук ционно-охладительная установка— РОУ. В этой установке свежий пар их котлов дросселируется до давления в отборе и охлаждается до нуж ной температуры впрыскиванием конденсата. Для отопления предусмот рены два теплофикационных отбора пара (VI и VII) при давлении 0,06— 0,25 и 0,05—0,2 Мн/м2. Догревание сетевой воды до расчетной темпера туры в соответствии с графиком тепловой сети осуществляется в водо
грейном котле 5. Это экономически целесообразно, так как водогрейные котлы работают небольшое число часов в году и стоят недорого. Макси мальное количество пара для целей теплофикации составляет 120 т/ч. Подробности тепловой схемы уясняются из рассмотрения рис. 35-2и под
рисуночной подписи.
КОЭФФИЦИЕНТЫ, ХАРАКТЕРИЗУЮЩИЕ ЭКОНОМИЧНОСТЬ ПАРОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИИ
Для характеристики работы электрической станции в целом учиты ваются, кроме ранее описанных потерь в турбинах, потери тепла в ко тельной и при транспорте теплоносителя.
Полный к. п. д. (брутто) т^р ТЭЦ определяют для отчетного проме жутка времени (часа, суток, месяца, года) по формуле
100% |
(35.3) |
щ |
|
где N— количество электрической энергии, |
выработанное ТЭЦ за |
отчетный период (кдж/ч, кдж{сутки или кдок/год и т. д.);
—количество отпущенного потребителям тепла за отчетный период (кдж за отчетный период времени);
В— количество израсходованного топлива за отчетный период (кг за отчетный период);
<35— средняя теплота сгорания рабочего топлива, кдж!кг. Коэффициент т|®р оценивает полезное использование тепла топлива,
но не может характеризовать экономичность производства наиболее ценного вида энергии—электрической.
Поэтому к. п. д. ТЭЦ определяют по особой методике—раздельно по выработке электрической энергии и тепла.
Для приведения в действие вспомогательного оборудования на электрической станции устанавливают много электродвигателей, потреб ляющих электрическую энергию. Расход ее на собственные нужды зави сит от мощности и типа станции, метода сжигания топлива, условий во доснабжения и от других факторов. Для мощных станций, работающих на жидком или газообразном топливе, мощность расходуемая на собст венные нужды, составляет 2—6% от мощности станции; для станций, работающих на пылеугольном топливе, 6—13%.
С учетом расхода электрической |
энергий и тепла на собственные |
нужды полный к. п.д. станции |
нетто |
всегда меньше г^р и составляет |
гр™ = л' - л'е.„ + 9п-0с.1, |
Ю0%, |
(35-4) |
Щ |
|
|
где ЛГс.н и Фс.н— соответственно количества электрической |
энергии и |
тепла, израсходованные на собственные нужды стан |
ции за отчетный период, кдж. |
|
Для конденсационной электростанции можно написать (см. гл. 31), |
что |
|
Ч? = Ч,% ЧмЯг Т)тр Чк.у |
(35‘5) |
Для повышения экономичности конденсационной станции необходи мо обеспечить увеличение каждого из к.п.д., входящих в формулу 35-5, что можно выполнить путем повышения начальных параметров пара; понижения давления в конденсаторе; применения промежуточных пере
гревов и расширения регенеративного подогрева питательной воды; со вершенствования машин и укрупненияотдельных агрегатов; сокращения длины трубопроводов, в частности применения блочных установок (ко тел—турбина). При такой компоновке оборудования каждая турбина обслуживается одним индивидуальным котельным агрегатом, не связан ным с другими котельными агрегатами. Трубопроводы при этом укора чиваются и удешевляются. Количество установленной арматуры (вен тилей, задвижек), являющейся главным источником нарушений нор мальной работы и аварий, значительно сокращается. Особенно велики преимущества блочной схемы при установке котельных агрегатов с про межуточным пароперегревателем. Кроме того, повышение экономич ности станции достигается путем улучшения тепловой изоляции; приме нения совершенных топочных устройств; понижения температуры ухо дящих газов; применением автоматизации и рядом других мер.
Коэффициент полезного действия трубопроводов т]Тр у современных тепловых электростанций, если не учитывать потерь рабочего тела, со ставляет 99%, а с учетом утечек пара и воды 96—97%•
Следует отметить, что экономичность электростанций определяется первоначальными затратами, приходящимися на один киловатт установ ленной мощности. Этот показатель снижается при увеличении общей мощности станции, а особенно единичной мощности турбогенераторов
икотельных агрегатов; при применении жидкого и газообразного топ лива; при повышении степени механизации производства строительных
имонтажных работ (блочные поставки оборудования). Сооружение теплоэлектроцентралей обходится несколько дороже конденсационных станций, но это окупается экономичностью совместной выработки тепла
иэлектричества.
При повышении начальных параметров пара стоимость электриче ских станций возрастает, а годовые эксплуатационные расходы на топ
ливо снижаются.
На величину капиталовложений по сооружению электрической станции существенно влияют местные условия: водные ресурсы, отда ленность ближайших месторождений топлива, вид транспорта топлива, профиль местности, качество грунтов, наличие местных строительных
материалов и другие факторы.
Одним из основных показателей экономичности КЭС является се бестоимость электрической энергии, определяемая делением годовых эксплуатационных расходов на количество выработанной за год энергии.
Годовые эксплуатационные расходы складываются из затрат, зави сящих от выработки электроэнергии (затраты на топливо, смазку и пр.) и не зависящих от этой выработки (расходы на персонал, амортизаци онные отчисления и др.).
Основной из зависящих от выработки электроэнергии затрат явля ется топливная составляющая. По ее величине судят о правильности ве дения теплового режима на станции в соответствии с установленным на ней типом оборудования. Из расходов, не зависящих от количества вы работанной электроэнергии, имеют значение составляющие по расхо дам на персонал и по текущему ремонту; по ним судят о постановке и правильности организации труда.
КОМПОНОВКА ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ
Тепловая электрическая станция представляет собой комплекс ос новного и вспомогательного оборудования, компоновка которого в от дельных цехах и самих цехов в одно целое сильно влияют на стоимость сооружения станции и условия ее эксплуатации. По мере развития энергетики мощность тепловых электрических станций непрерывно воз
растала и к настоящему времени у нас достигла 2400 Мет и более. Уве личение мощности и повышение начальных параметров пара отражают ся на компоновке крупных электрических станций. Строительство их
осуществляется по блочной системе.
В целях удешевления строительства тепловых электрических стан ций в тех географических районах, где это возможно, их строят откры тыми и полуоткрытыми, устанавливая оборудование полностью или частично на открытом воздухе. При этом стоимость строительства уде шевляется, но стоимость оборудования и эксплуатации возрастает, так как его приходится приспосабливать к открытой установке.
Схематически компоновка мощной электрической станции (2400Мег) представлена на рис. 35-3. На этой схеме показана котель ная полуоткрытого типа оборудованая шахтными мельницами, предназ наченными для размола мягкого угля. Топливо подается в бункера 15 котельных агрегатов 18 при помощи ленточных транспортеров 17, с ко торых оно сбрасывается в бункер того или иного котла плужковыми сбрасывателями. Из бункеров 15 топливо скребковыми питателями 14 подается в шахтные мельницы 13. Первичный горячий воздух поступает в мельницы 13 по воздухопроводам 21. Пыле-воздушная смесь из мель ниц к горелкам котла направляется по пылепроводам 20. Вторичны“ горячий воздух поступает к горелкам по воздухопроводам 19.
Продукты сгорания топлива из топки последовательно проходят конвективный 34 и промежуточный (вторичный) 32 пароперегреватели, выходную часть воздухоперегревателя 29, переходную зону, водяной экономайзер 30 и входную часть воздухоподогревателя 28. После возду хоподогревателя дымовые газы поступают в мокрые золоуловители 26 и далее в дымососы 25. Золоуловители и дымососы установлены на от крытом воздухе. После дымососов продукты сгорания направляются в дымовую трубу 31 высотой 150 м.
Воздух, необходимый для горения дутьевыми вентиляторами 22 засасывается из верхней части помещения котельной либо из атмосфе ры через патрубки 33 и 27 и подается в воздухоподогреватель. Зола из топок и из мокрых золоуловителей смывается водой и по золовым кана лам направляется к багерному насосу 23, который подает золо-водяную смесь по трубопроводу 24 на золоотйалы.
Перегретый пар поступает к турбине 8 по трубопроводу 35. Тур бина непосредственно соединена с электрическим генератором 6. После турбины пар поступает в конденсатор 5. Охлаждающая вода в конденсатор подается по трубопроводу 2 и отводится из него по тру бопроводу 3. Конденсат из конденсатора 5 откачивается конденсатны ми насосами 4. Регенеративный подогрев питательной воды осущест
вляется в поверхностных регенеративных подогревателях, расположен ных вдоль турбины. На рис. 35-3 виден только один из регенеративных
подогревателей 9. Питательная вода проходит через деаэраторы 16 по вышенного давления (0,6 Мн/м2), установленные между бункерами
сырого угля. Питательные насосы 11 размещены в турбинном цехе, обслуживаемом мостовым краном 7. В масляном хозяйстве турбогене раторов предусмотрены фильтры и маслоохладители 10. В помещени ях / и 12 расположены электрические распределительные устройства собственных нужд.
ВСПОМОГАТЕЛЬНЫ УСТАНОВКИ ТЕПЛОВОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СТАНЦИИ
Топливное хозяйство
Твердое топливо на тепловые электрические станции доставляют обычно железнодорожным транспортом в саморазгружающихся ваго нах. Реже топливо доставляют водным транспортом или по подвесным канатным дорогам. Для быстройразгрузкипоступающего топлива слу жат разгрузочные и транспортные устройства, при помощи которыхтоп ливо доставляется в котельную или на топливный склад. Емкостьскла да составляет от одного до двухмесячного расхода в зависимости от расстояния между электрической станцией и местом добычи топлива, К настоящему времени разработано много схем механизации топливоподачи. Ниже рассматривается одна.из них, применяемая на крупных электростанциях.
На рис. 35-4 представлена схема топливного хозяйства электриче ской станции со складом, обслуживаемым портальным грейферным краном. Прибывающие железнодорожные составы с топливом разгру жаются в закрытом разгрузочном помещении 6 в бункера, расположен ные под железнодорожным путем, откуда топливо при помощи особых устройств подается на ленточные транспортеры, а с них на наклонные транспортеры 7, доставляющие уголь в дробильные помещения 3, где оно сначала проходит через грохот. Крупные куски топлива после гро хота поступают в дробилку, а из дробильного помещения уголь по на клонному транспортеру 10 направляется в бункерное помещение 11 котельной. Для учета количества топлива установлены ленточные весы 9.
Для разгрузки топлива на склад 4 служит открытая разгрузочная эстакада 2. Разгруженное топливо подается на склад грейфером 3 пор тального крана 1. На складе топлива для надежности работы обычно устанавливают два портальных крана. Для перегрузки топлива со склада в котельную на портальном кране установлен особый бункер 5, а вдоль закрытого разгрузочного помещения 6 сооружена бункерная яма, под которой находится ленточный транспортер, предназначенный для перегрузки угля на наклонный транспортер 7. Топливо в бункер 5 загружается со склада грейфером 3.
На мощных электростанциях получили большое распространение разгрузочные устройства с вагоиоопрокидывателями. На рис. 35-5 схе матически изображен поперечный разрез по одному из звеньев такого разгрузочного устройства.
Груженый топливом полувагон заводится в ротор 1 вагоноопрокидывателя, после чего ротор поворачивается и уголь высыпается в пирамидальной формы бункер 4. Для предотвращения поперечного перемещения полувагона служат опоры 2. Бункер перекрыт решет кой 3, на которой разбиваются крупные (или смерзшиеся) куски угля.
Выходное отверстие бункера может перекрываться штыревым зат вором 5. Из бункера уголь поступает на ленточный питатель 6 с верти кальным реечным шибером для регулировки толщины слоя топлива на ленте питателя. Питателем уголь подается в дисковую зубчатую дробилку 7, из которой дробленый уголь поступает на ленточный тран спортер, доставляющий топливо на бункерную галерею электростанции.
Производительность одного вагоноопрокидывателя в зависимости от сорта угля (влажный, сухой) и времени года (зимой уголь смерза ется) колеблется в пределах от 900 до 1800 г/ч.
В топливном хозяйстве электростанций средней мощности часто применяют для перемещения топлива в пределах его склада скрепер
заливом. Для предохранения мазутных насосов от засорения перед ни
ми устанавливают фильтры 8.
Вместе с топливом в мазутохранилище попадает некоторое количе ство воды, которая постепенно отстаивается и опускается на дно ре-
Рис. 35-5. Схематиче ское изображение приемного разгрузочного устрой ства с вагоноопрокидывателямн
зервуара. Эта вода спускается в специальный приямок 5, откуда пери одически откачивается насосом 6.
Для обеспечения текучести мазута в мазутопроводах, соединяю щих мазутохранилище с котельной, эти мазутопроводы изолируют сов местно с системой прогревающих их паропроводов. В котельной, что
