Выбор основного оборудования промышленных тэц.

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

При проектировании промышленных электростанций должны рассматриваться следующие основные вопросы:

1. Надежность энергоснабжения при безопасной и высокопроизводительной организации труда персонала.

2. Высокая экономичность работы оборудования.

3. Наименьшие приведенные затраты из всех сравниваемых вариантов теплоэнергоснабжения.

4. Оптимальная степень и схема использования вторичных энергоресурсов промышленного предприятия.

5. Оптимальные сроки ввода оборудования с учетом динамики роста тепловых и электрических мощностей промышленного потребителя.

6. Защита окружающей среды от вредных воздействий технологического процесса ТЭЦ.

Главным этапом в проектировании ТЭЦ является выбор основного оборудования и прежде всего эл. и тепловых мощностей станции. Его производят совершенно иначе, чем для мощных КЭС.

Проектирование и сооружение промышленных ТЭЦ ведется обычно индивидуально для каждого промышленного района или предприятия с обоснованием и утверждением проекта в государственных организациях. Таким образом, пром. и районные ТЭЦ должны вписываться в единую энергосистему страны в том случае и в тех местах, где их сооружение дает большую экономию затрат вследствие экономии топлива от комбинированной выработки эл. энергии на базе теплоты, отпускаемой промышленности и коммунально–бытовым потребителям. Поэтому выбор основного оборудования промышленных ТЭЦ определяется тепловыми потребителями, для которых и проектируются ТЭЦ. Поэтому перед началом проектирования пром. ТЭЦ необходимо иметь полное представление о характере, ёмкости, параметрах, режиме работы и динамике развития технологий, коммунально-бытовых и др. видов потребителей теплоты. Для этого составляется подробный топливо-энергетический расходный баланс промышленных предприятий и сопутствующих им коммунально-бытовым потребителям.

В расходном балансе даются потребности в эл. энергии по различным видам потребителей, отл. напряжения Н₀ потребителя в эл. энергии не является единственным критерием для выбора мощности турбогенераторов ТЭЦ. Недостаток или избыток мощности покрывается или отдается в энергосистему.

ПРЕДВАРИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ ТЭЦ.

Электрическая мощность ТЭЦ должна определяться по количеству уд. комбинированной выработки по ф-ле:

где _к – коэф. выработки мощности за счет вентиляции пропуска пара в конденсатор, обычно _к = 1,02 – 1,05;

Э_от, Э_пр – уд. комбинированная выработка на базе отопительного и промышленного отборов пара;

е_от, е_пр – доля комбинированной выработки на базе регенеративного подогрева конденсатом греющего пара отопительного и промышленного отборов;

_тэц - коэф. теплоф. коммунально-быт. нагрузки, определяется по технико-экономическим расчетам;

- расчетная нагрузка коммунально-бытовых потребителей, присоединенных к ТЭЦ;

_пр - коэф. теплоф. пром. нагр.;

- макс. тепловая нагрузка пром. потребителей.

Расчет электрической мощности ТЭЦ приходится выполнять методом последовательных приближений, так как при проектировании неизвестны тип и начальные параметры турбин; вначале оценивают Э и е с последующим уточнением.

Большое значение для определения N_тэц имеет выбор значения Q^макс_от, который зависит от теплового баланса района и промышленных предприятий, а также от целесообразности радиуса охвата прилегающих к проектируемой ТЭЦ потребителей теплоты. Радиус охвата потребителей зависит от параметров и вида теплоносителя, а также от плотности и характера тепловой нагрузки, от типа прокладки теплопроводов, от стоимости топлива и оборудования в данном экономическом районе. Для коммунально-бытовых потребителей при застройке пятиэтажек и более высокими домами техн.-эк. радиус охвата тепловых потребителей 15 – 20 км. Для технол потреб., треб. пара с параметрами 0,7 – 1,5 МПа и имеющих число часов использования максимума тепл. нагрузки более 3000 – 4000 ч. в году эк. радиус охвата составляет 5 – 7 км. Для прикидочной оценки мощности можно рекомендовать при Q^макс_от 350 МВт и Q^макс_пр 120 МВт _тэц = 0,5 и _пр = 0,7.

ВЫБОР ТИПА И ЧИСЛА ТУРБИН ДЛЯ ТЭЦ.

При выборе типа турбин определяющими являются параметры и ёмкость тепловых потребителей и, в частности Р и расход промышленного отбора или тепловая нагрузка коммунально-бытовых потребителей.

Единичная мощность и тип теплофикационных агрегатов на ТЭЦ, входящих в энергосистему, выбираются наиболее крупными с наиболее высокими начальными параметрами пара для получения макс. комбинированной выработки с меньшими уд. затратами на ТЭЦ. На ТЭЦ устанавливается не менее двух турбин для обеспечения капитального ремонта. Следует учитывать динамику роста тепловой нагрузки района для последующего развития ТЭЦ.

Обычно проектирование ТЭЦ ведется на срок не менее 5 – 10 лет, а проектирование развития больших систем энергетики на сроки 10 -15 лет.

Выбор оборудования пром. эл. ст. представляет собой сложную технико-экономическую задачу, имеющую множество решений (с учетом динамики роста потребителей). Однако существует оптимальный вариант выбора оборудования, дающий в данной энергосистеме мин. расход приведенных затрат при полном удовлетворении всех потребителей. Обычно реальное проектирование ТЭЦ в энергосистеме требует рассмотрения нескольких вариантов в динамике развития пром. района. Очень важно предусмотреть использование ВЭР предприятия. Это обстоятельство требует от оборудования ТЭЦ не только высокой экономии, но и гибкости, приспособленности к роли регулируемого и замыкающего звена в системе.

Большое значение при выборе основного оборудования ТЭЦ имеют вопросы надежности снабжения теплотой и эл. эн. промышленных и коммунально-бытовых потребителей. Надежность при наличии связи с энергосистемой решается в интересах всей системы и учитывает системные связи и резерв мощности в самой системе.

Для изол. станции электрическая мощность выбирается по суммарной потребной мощности всех эл. потребителей с учетом их одновременного участия в макс. нагрузке и их перспектив развития и резерва.

Количество турбогенераторов и их тип определяется не только тепловыми потребителями. Часто ставят конденс. агрегаты для обеспечения надежности энергоснабжения эл. потреб.. Резервирование энергоснабжения требуется как по условиям большого эк. ущерба при прекращении энергоснабжения даже в течении нескольких часов, так и по условиям технической безопасности. В горнодобывающей, химической, металлургической и ряде других отраслей промышленности прекращение питания эл. энергией приводит к опасным авариям. Поэтому на изолированной станции выбирают большее количество турбогенераторов (не менее трех) и часто устанавливается резервный турбогенератор, а иногда резервный дизель-генератор при небольшой мощности резервного агрегата (1 – 3 МВт).

Правило резерва по турбогенераторам изолированной эл. ст. требует, чтобы при аварийном выключении самого мощного агрегата остальные обеспечили покрытие эл. нагрузки района с учетом допускаемого потребителями регулирования эл. нагрузки. При определении возможного предела регулируемой и минимальной нагрузок района выбирают минимальную мощность таких предприятий, которые не допускают прекращения энергопитания по условиям т/б или из-за серьезных нарушений в технол. оборудовании (напр. застыв металла в электропечи). В соответствии с этим правилом резерва по эл. нагрузке на изолированной станции иногда устанавливают резервный конденсационный турбоагрегат, который обеспечивает также проведение кап. ремонтов основного оборудования станции.

Турбины с производственным отбором пара выбираются с учетом длительного использования этого отбора в течение года. При использовании отбора менее 2000 ч/год обычно вместо турбины с промежуточным отбором выгоднее бывает установить РОУ и вместо турбины ПТ установить турбину Т. При числе часов использования пром. отбора 5000 в году целесообразна установка турбин с противодавлением для покрытия части произв. тепловой нагрузки. Турбины типа Р отличаются простотой (отсутствуют конденсатор, циркуляционный и конденсационный насосы), меньшей стоимостью и малыми габаритами. Однако их не следует применять в качестве первых агрегатов ТЭЦ, когда произв. потребление еще не достигло проектных значений, так как эл. мощность турбин с противодавлением определяется расходом пара, идущим на производство.

В переменных условиях пром. потребления более гибки турбины с пром. отбором пара. Правильное сочетание турбин ПТ и Р позволяет наилучшим образом использовать преимущества этих турбин. Выбор теплофикационных турбин Т проводят с учетом расчетной тепловой нагрузки и оптимального коэф. теплофикации.

ВЫБОР ТИПА И ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ И НАСОСОВ ТЭЦ.

Тип и производительность подогревателей сетевой воды выбирают по макс. тепловой нагрузке района с учетом оптимального значения коэф. теплофикации _тэц для этого района, а их число выбирают по типу и номинальной мощности теплофикационных турбин. Теплофик-е подогреватели устанавливаются на мощных ТЭЦ (_э  100 МВт) индивидуально у каждой турбины и подбирают по её макс. тепловой нагрузке в зимнем режиме работы.

Обычно, начиная с мощности теплофикационных. турбин 50 МВт выбирают два сетевых подогревателя для реализации ступенчатого подогрева сетевой воды нижним и верхним теплоф. отборами, при чем Р в нижнем отборе регулируется в пределах 0,05 – 0,2 МПа, а в верхнем 0,06 – 0,25 МПа (для Т-50-130, Т-100-130) и 0,06 – 0,3 МПа (для Т-175-130). Ступенчатый подогрев снижает среднее давление отбора и повышает выработку эл. эн. Наиболее совершенными теплоф. подогревателями являются горизонтальные с прямыми трубками БГ-2300, БГ-4500 и БГ-5000, примен. для мощных теплоф. турбин. Резервные подогреватели на ТЭЦ не устанавливаются и общих паровых магистралей теплоф. отборов не делают. Пиковую часть тепловой нагрузки определяют по ф-ле:

где Q₀^макс – коммунально-бытовая нагрузка.

Пиковую часть нагр. покрывают пиковые водогрейные котлы (теплогенераторы). Их часто устанавливают в самом начале строительства ТЭЦ, когда тепл. магистрали ТЭЦ еще не сооружены.

При отпуске теплоты от мощных конденсационных блоков  = 300 МВт и выше подогреватели сетевой воды питаются паром нерегулируемых отборов и устанавливаются хотя бы на 2-х блоках.

Сетевые насосы теплоф. установок выбирают в целом для ТЭЦ, не привязывая их к отдельным турбинам. Обычно устанавливают групповые насосы первой и второй ступени подъема. При установке одного или двух насосов устанавливаются резервные на 100 или 60% производительности. При установке четырех и более сетевых насосов резервные не ставят.

Подпиточные насосы при закрытых системах теплоснабжения (без водоразбора) устанавливается не менее двух, один из которых резервный. При открытых системах устанавливаются три подпиточных насоса – один из них резервный(60% расхода подпитки). Выбор типа, производительности и напора сетевых насосов проводится в соответствии с гидравл. расчетами и режимом работы тепловых сетей.

Выбирают насосы так, чтобы обеспечить развитие системы теплоф. на длительный срок (7-10 лет). Иногда целесообразно в начале развития ТЭЦ при небольшой длине тепловых магистралей поставить временно сетевые насосы с малыми напором и подачей с последующей их заменой.

Электропитание сетевых и подпиточных насосов производят от двух независимых источников.

Для летнего режима работы тепловых сетей обычно устанавливается сетевой насос с меньшим расходом и напором, обеспечивающий только гор. водоснабжение. Подпиточную воду тепловых сетей пропускают через трубный пучок конденс. теплоф. турбин типа Т-100-130, Т-50-130, чтобы повысить её температуру на 10 – 30 ⁰С, используя для этого вентил. поток пара, поступающего в конденсатор. На промышленных ТЭЦ широко применяются РОУ или БРОУ в качестве резерва на произв. отборы. Обычно на каждую турбину с пром. отбором или противодавлением устанавливается своя РОУ. РОУ дешевы, надежны, полностью автоматизированы. Для резерв. отоп. отборов на крупных ТЭЦ РОУ не применяются, так как роль резерва выполняют пиковые водогрейные котлы.

ВЫБОР ТИПА И ЧИСЛА ПАРОГЕНЕРАТОРОВ.

Паропроизводительность и число парогенераторов для конд. эл. ст., входящих в энергосистему, выбирают по потребности в паре и числу турбин. На мощных ТЭЦ с пром. перегревом применяются блочные схемы: моноблоки (парогенератор-турбина) и дубль-блоки (два парогенератора на 1 турбину). Паропроизводительность парогенераторов выбирается по ГОСТ по макс. пропуску пара через турбину при ее номинальной мощности с учетом расхода на пар. собственные нужды с запасом до 3 %.

На КЭС, входящих в энергосистему, резервные и ремонт. парог-ры не устанавливаются. Для ТЭЦ применение блочных схем ограничивается пока агрегатом Т-250/300-240 с промежуточным перегревом пара, а также Т-100-130 при газомазутном топливе. Резервные парогенераторы не предусмотрены (резерв по теплоф. нагр. предусмотрен при выборе пиковых водогрейных котлов).

Для пром. ТЭЦ выбирают обычно теплофикационные агрегаты с начальными параметрами Р₀ = 13 МПа и t₀ = 555 ⁰С без промежуточного перегрева. Поэтому обычно на ТЭЦ с произв. нагр. применяются схемы с поперечными связями на пару и с резервными парогенераторами. Для ТЭЦ, расположенных в энергосистеме, правило резерва требует, чтобы при выходе из работы одного самого мощного парогенератора остальные, с учетом пиковых котлов, обеспечивали макс. отпуск теплоты всем производственным потребителям, среднюю нагрузку отопления для наиболее холодного месяца и среднюю за неделю нагр. гор. водоснабжения и вентиляции, допуская про этом снижение эл. нагрузки на величину самого мощного турбогенератора ТЭЦ. Таким образом, количество парогенераторов на пром. ТЭЦ определяется прежде всего надежностью снабжения паром и гор. водой пром. потребителей, для чего устанавливаются резервные парогенераторы.

Обычно количество парогенераторов выбирается по суммарной потребности в паре ТЭЦ:

- расходы пара на все турбины

- на постоянно работающую РОУ

Количество парогенераторов обычно принимается больше и равным четырем при полном развитии ТЭЦ. Количество турбин бывает меньше или больше, чем парогенераторов.

Очень важным является выбор типа парогенератора. Обычно для пром. ТЭЦ с большим производственным потреблением пара выбирают барабанные парогенераторы, как наиболее гибкие и менее требовательные к качеству питательной воды. Это особенно важно при большом невозврате конденсата от промышленных потребителей из-за загрязнении при смешении и потерь через неплотности теблооб. и при транспорте.

Качество очистки добавочной воды для питания парогенераторов и для подпитки тепловых сетей устанавливается в зависимости от типа парогенератора и схемы горячего водоснабжения в соответствии с ПТЭ.

Производительность деаэратора для питательной воды выбирается с запасом 10% по макс. расходу питательной воды. При блочной схеме устанавливается один деаэратор на блок, при схемах с переключательной паровой магистралью и общими пит. трубопроводами ставят не менее двух деаэраторов с большим запасом по производительности, каждый деаэратор обеспечивает 80% производ. макс. расхода пит. воды. Запас воды в деаэраторных баках перед питательными насосами выбирают на 5 мин. работы в случае блочных станций и на 10 мин. работы для ТЭЦ. При этом устанав-ся дополнительные баки обессоленной воды на 40 мин. работы на блочных КЭС и ТЭЦ (но не менее 6000 м³) и на 60 мин. работы для неблочных станций (но не менее 3000 м³). Насосы от дополнительных баков ставят в количестве двух с подачей каждого на 30% выше макс. расхода питательной воды на самую мощную турбоустановку.

Количество и подачу питательных насосов для неблочных эл. ст., включенных в энергосистему с общими питательными трубопроводами, выбирают по номинальному расходу питательной воды на все парогенераторы, включая резервные, при чем при остановке любого из насосов остальные должны обеспечивать номинальную производительность всех парогенераторов.

Для изолированных эл. ст. количество и производительность насосов выбирается так, чтобы обеспечить номинальную производительность всех парогенераторов, включая резервные.

Кроме того, на изолированных станциях устанавливается не менее двух питательных насосов с паровым приводом (турбонасосы) на 100% номинальной паропроизводительности парогенераторов.

Для блочных эл. ст. производительность пит. насосов выбирается по макс. расходу пит. воды на блок плюс 5%. Обычно на мощных блоках в качестве основных питательных насосов выбираются турбонасосы. В качестве пускового устанавливается насос с электроприводом на 50% номинальной производительности.

Выбор типа и количества золоулавливающих устройств, а также расчет высоты дымовой трубы производится в соответствии с нормами предельно допустимых концентраций (ПДК) вредных выбросов в атмосферу с учетом вида топлива, удаления от района жилых застроек, розы ветров и т. п..

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПАРОТУРБИННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ.

Энергетическими характеристиками принято называть графики зависимости расходов пара, теплоты, топлива или электроэнергии от мощности или производительности оборудования , , или , и т. д.

Наибольший интерес представляют энергетический характеристики паровых турбин и парогенераторов как основных агрегатов, определяющих экономичность работы всей станции. Обычно различают два вида энергетических характеристик: опытные и расчетные.

Опытные энергетические характеристики строят на основе результатов промышленных испытаний оборудования с установкой специальных приборов, путем многократных замеров при различных режимах.

Расчетные энергетические характеристики используют, если отсутствуют данные испытания, например при проектировании нового оборудования.

Предпочтение отдается опытным энергетическим характеристикам как наиболее надежным. При поставке оборудования электростанциям заводы-изготовители обычно выдают соответствующие характеристики оборудования с гарантированным допуском отклонения .

Энергетические характеристики паровых турбин. Наиболее просто выглядит энергетическая характеристика конденсационных турбин. На основе промышленных испытаний определяется число конденсационных турбин каждого типа, устанавливающих зависимость между общим расходом пара на турбину Д и развиваемой ею электрической мощностью.. В первом приближении она имеет вид прямой линии, её уравнение

Д = a + b·N

где а – отрезок, отсекаемый прямой на оси ординат при N_э = 0;

b = tg α – tg угла наклона прямой к оси абсцисс.

Холостой расход пара при N=0, выражающий физическую сущность отрезка а, обычно задается в долях номинального расхода пара. Можно выразить его и через удельный расход пара d_н , обычно гарантируемый заводом-изготовителем.

Номинальным режимом для турбин считается режим номинальной мощности, позволяющий получить наилучшие показатели, то есть наименьший расход пара, теплоты и топлива и наибольшее значение КПД цикла, проточной части и электростанции в целом.

В опытных характеристиках имеется дополнительное отклонение от спрямляющих, упрощающие характеристики вследствие дросселирования пара в регулируемых клапанах турбины. Мощность холостого хода характеризует момент инерции и механические потери турбоагрегата.

Наибольшее распространение в нашей стране и за рубежом для промышленных и отопительных ТЭЦ находят турбины с двумя регулируемыми отборами ПТ – 60 – 130, ПТ – 80/100 – 130, ПТ – 135/130. Несколько отличаются от них турбины с двумя отопительными отборами (Т – 50 – 130, Т – 100 – 130, Т – 250 - 240) в том отношении, что практически только один из отоп., обычно верхний, является регулируемым – имеется одна регул. диафрагма. Давление во втором отоп. отборе устанавливается в зависимости от расхода пара через этот отсек и от характеристики отопительного подогрева и режима работы отопительной системы.