Меню

Тепловая мощность энергетической установки

Промышленные электростанции — Электрическая и тепловая мощность электростанции

Содержание материала

1. ТЭЦ, находящиеся в пределах действия энергетических систем

Выбор оборудования промышленной электростанции производится, исходя из условий, определяющих наиболее надежное и экономичное энергоснабжение предприятия и прилегающего к нему района. Наиболее экономичное решение для ТЭЦ, связанной с системой, будет при обеспечении рациональной системы теплоснабжения, выработки электроэнергии преимущественно на тепловом потреблении, полном использовании горючих отходов и вторичных энергоресурсов предприятия. Общая рабочая электрическая мощность ТЭЦ в этих условиях определяется тепловыми нагрузками, расчетным коэффициентом теплофикации, начальными и конечными параметрами пара, типом турбин, а также количеством топливных отходов и вторичных энергетических ресурсов, которые должны быть использованы на ТЭЦ. Установленная мощность ТЭЦ складывается из рабочей и резервной мощностей, если последняя необходима по условиям бесперебойного энергоснабжения.
Тепловые нагрузки ТЭЦ определяются, исходя из обеспечения теплом данного предприятия, а также промышленных и коммунальных потребителей, расположенных в радиусе экономически целесообразного теплоснабжения.
Сооружение ТЭЦ применительно к потребностям в тепле данного и группы смежных предприятий, а также прилегающего района уменьшает количество мелких энергетических установок и увеличивает мощность ТЭЦ, что дает существенную народнохозяйственную экономию.
Достаточно указать, что увеличение мощности электростанций с 25 до 50 тыс. кВт при соответствующем укрупнении агрегатов снижает удельные капитальные затраты примерно на 20% и дает уменьшение себестоимости электроэнергии на 8—10% за счет меньших амортизационных отчислений и расходов на персонал.
Расчетный коэффициент теплофикации аТЭц определяет соотношение электрической и тепловой мощности ТЭЦ и долю выработки электроэнергии по теплофикационному циклу.
Оптимальное значение аТЭц, зависящее от характера и графика тепловой нагрузки, типа турбин и относительной экономичности ТЭЦ, определяется технико-экономическим расчетом.
Правильный выбор расчетного коэффициента теплофикации обеспечивает повышение числа часов использования теплофикационных отборов и противодавления турбин ТЭЦ, что позволяет сократить капитальные затраты на теплофикацию, так как при этом снижается потребная мощность турбин и энергетических котлов ТЭЦ при заданной тепловой нагрузке.
Обычно при круглогодовой технологической нагрузке принимают аТэц=0,7:0,8; при сезонной отопительной нагрузке для ТЭЦ высокого давления аТэц = 0,5:0,7 и для ТЭЦ среднего давления аТэц=0,4:0,5.
При этом число часов использования теплофикационных отборов турбин может достигнуть 4 500—5 000, а турбин с противодавлением —5 500—6 000 ч.
Электрическая мощность ТЭЦ при данной тепловой нагрузке существенно зависит от типа устанавливаемых турбин.
При одинаковом тепловом потреблении от ТЭЦ электрическая мощность при конденсационных турбинах с отбором пара будет больше, чем при турбинах с противодавлением, за счет дополнительной выработки электроэнергии на конденсационном потоке пара, необходимом по условиям надежной работы турбин. Минимальный пропуск пара в конденсатор турбин среднего давления с отбором пара Т-6-35 составляет — 2,2% общего его расхода при номинальных электрической и тепловой нагрузках; для турбин высокого давления с отбором пара Т-25-4

3,6%. Соответственно минимальные выработки электроэнергии на конденсационном режиме для этих турбин составляют 3,3 и 4,6% номинальной. Использование на ТЭЦ горючих отходов производства и пара, полученного за счет вторичных энергоресурсов, в ряде случаев оказывает решающее влияние на выбор ее электрической мощности и оборудования. Основным показателем, характеризующим это влияние, является коэффициент замены топлива

где Qr.oTx— тепло пара, получаемого за счет топливных отходов, Гкал/ч:

В этом выражении:
В — количество горючих отходов, поступающих на ТЭЦ, кг, нм3/ч;
Он—теплота сгорания горючих отходов, ккал\кг, нм3;
n к.у — к. п. д. котельной;
Qq.u—тепло пара, полученного за счет вторичных энергоресурсов, поступающего на ТЭЦ, Гкал/ч,
Qoр — расчетный максимум тепловой нагрузки, Гкал/ч.
В среднем по промышленности гзем = 0,4, что указывает на кажущуюся возможность использования горючих отходов и вторичных энергоресурсов для замены части топлива, расходуемого на выработку электроэнергии и тепла только по теплофикационному циклу. Однако для предприятий ведущих отраслей промышленности > 1, например в целом для черной металлургии —1,2, а для основных заводов >2.
При этом, как было показано ранее, график выхода горючих отходов и вторичных энергоресурсов остается примерно постоянным, а тепловая нагрузка изменяется в зависимости от наружных температур. В летний период тепловые нагрузки снижаются минимально на 20—30%. В этих условиях для обеспечения круглогодового использования горючих отходов и вторичных энергоресурсов на ряде предприятий ведущих отраслей промышленности, в которых гзам>аТэц, мощность промышленной тепловой электростанции должна быть больше определяемой выработкой электроэнергии только на тепловом потреблении и оказывается необходимым частичное производство ее по конденсационному циклу. Очевидно, на таких ТЭЦ, кроме турбин с противодавлением, должны быть установлены также конденсационные турбины.
Приведенные соображения подтверждаются практикой строительства и эксплуатации ряда ТЭЦ заводов черной металлургии, мощность которых в значительной мере определяется необходимостью использования доменного газа. На этих электростанциях, как правило, устанавливаются турбины с отбором пара и выработка электроэнергии по конденсационному циклу достигает 80% общей. В дальнейшем по мере увеличения использования вторичных энергоресурсов и внедрения энерготехнологических установок, что является закономерным и экономически оправданным, конденсационные мощности будут необходимы на ТЭЦ ряда заводов цветной металлургии, химических, машиностроительных и др., несмотря на наличие связи их с энергетическими системами.
Целесообразная рабочая электрическая мощность ТЭЦ, исходя только из величины тепловой нагрузки, может быть определена из выражения
тыс. кВт,
где yv — расчетная удельная мощность, вырабатываемая на тепловом потреблении, тыс. кВт/Гкал; атэц — коэффициент теплофикации;
QoP — расчетный максимум тепловой нагрузки, Гкал\ч.
Рабочая мощность ТЭЦ при необходимости и экономической целесообразности использования в течение всего года значительного количества горючих отходов

производства и вторичных энергоресурсов определяется из выражения

где ук — расчетная удельная мощность, вырабатываемая на конденсационном режиме.
Значения остальных величин указаны выше. В этом случае значение атэц принимается равным единице, так как уменьшение его снизит выработку электроэнергии на тепловом потреблении, не уменьшая мощности ТЭЦ и необходимых капитальных затрат.
На промышленных электростанциях, связанных с системой при выводе из работы агрегатов, в результате аварий или для ремонта бесперебойное электроснабжение потребителей обеспечивается за счет получения недостающей электроэнергии из системы, в которой предусматривается достаточная резервная мощность.
В перспективе развития энергосистем общий резерв планируется в размере около 10% располагаемой мощности. Создание резервной электрической мощности непосредственно на промышленных электростанциях нецелесообразно. Очевидно, при этом потребуется установка большего количества резервных агрегатов меньшей мощности, чем при централизованном резерве в системе, и, следовательно, большие капитальные затраты. Достаточно указать, что при одном рабочем агрегате резерв по количеству и мощности должен составлять 100%, при двух агрегатах

10% в системе. Помимо этого, для пуска агрегатов, находящихся в холодном резерве, требуется значительное время, например 10—20 мин для газотурбинной установки и более 2—3 ч для паровых турбогенераторов, в то время как в системе имеются агрегаты, работающие с некоторой недогрузкой, и при аварии необходимое количество электроэнергии может быть получено мгновенно. Таким образом, на промышленных электростанциях, связанных с системой, установленная электрическая мощность должна равняться рабочей мощности. Возможно некоторое превышение номинальной мощности агрегатов по сравнению с требуемой, определяемое условиями их выбора из числа выпускаемых промышленностью.

Читайте также:  Линейная мощность греющего кабеля

Надо особо отметить, что при всех обстоятельствах рабочая производительность котельной с учетом пара от бестопочных котлов должна соответствовать мощности устанавливаемых турбогенераторов и обеспечивать возможность работы их с номинальными электрической и тепловой нагрузками. Этим создается возможность улучшения использования оборудования ТЭЦ при некотором росте нагрузок без дополнительных капитальных затрат.
Установленная номинальная производительность, котельной складывается из рабочей и резервной, необходимой для бесперебойного теплоснабжения потребителей, на каждой электростанции, работающей в системе или изолированно. Величина резервной производительности котельной определяется в основном характером и графиком теплового потребления. При производственном теплопотреблении и примерно постоянном графике нагрузок в течение года необходимая резервная производительность котельной должна быть

при этом должен быть по крайней мере один резервный агрегат с паропроизводительностью не менее наибольшего рабочего агрегата.
При таком резерве практически обеспечивается бесперебойное теплоснабжение потребителей, в том числе и при выходе из работы любого котельного агрегата при аварии или в ремонт.
Создание резерва путем увеличения единичной мощности всех рабочих агрегатов нецелесообразно, так как ухудшение эксплуатационных показателей котельных агрегатов при работе их с недогрузкой не оправдывается снижением капитальных затрат.
При преимущественно сезонном отопительном теплопотреблении и нагрузке летом менее 50% максимальной зимней при установке двух и более котельных агрегатов нет необходимости в резервной производительности котельной. Ремонт котельных агрегатов может производиться летом в период минимальной нагрузки, а создавать резерв на случай аварийного выхода из работы котельных агрегатов в короткий период зимнего максимума нет оснований. Надо отметить, что допустимо некоторое снижение отпуска тепла отопительным потребителям, учитывая большую аккумуляцию тепла зданиями в течение нескольких часов, необходимых для устранения мелких неполадок котельных агрегатов.

2. Изолированные ТЭЦ и конденсационные электростанции

Общая рабочая электрическая мощность изолированных промышленных электростанций межотраслевого назначения определяется, исходя из совмещенного максимума электрических нагрузок данного, а также смежных предприятий и района, находящегося в пределах целесообразного радиуса электроснабжения, с учетом предполагаемого роста потребления электроэнергии макс. Установленная мощность должна быть больше рабочей на величину необходимого резерва. Радиус электроснабжения выбирается путем сравнения по капитальным затратам и эксплуатационным расходам возможных вариантов электроснабжения потребителей района, в котором находится данная промышленная электростанция. Для приближенного расчета ограничиваются сопоставлением затрат в электрические сети, возрастающих с ростом дальности передачи электроэнергии, и уменьшения удельных капитальных затрат с увеличением мощности электростанции.
Тепловые нагрузки определяются, исходя, из теплоснабжения данного и смежных предприятий, а также ближайшего района, как указано выше для электростанций, работающих в системе. Максимальный отпуск тепла от турбин зависит от электрической нагрузки в данный период времени и их типа, составляя величину

где N — электрическая нагрузка в данный период времени, тыс. кВт;
Ур — расчетная удельная мощность, вырабатываемая на тепловом потреблении, тыс. кВт-ч/Гкал.
В случае недостаточного количества тепла, отпускаемого от турбин, часть его подается потребителям непосредственно из котельной. При изолированной работе электростанции должна быть обеспечена независимость графика выработки электроэнергии и тепла и, следовательно, выработка части электроэнергии на конденсационном режиме.
Использование горючих отходов и пара, полученного за счет вторичных энергетических ресурсов, возможно в пределах заданных графиков электрической и тепловой нагрузок и на выбор электрической мощности электростанции не влияет. Для бесперебойного электроснабжения потребителей на изолированной электростанции необходимо иметь резервный агрегат, мощность которого Nрез должна быть не меньше наибольшей мощности рабочего агрегата.
При этих условиях установленная мощность электростанции всегда больше рабочей:
N ytCT = N раб + Nрез
Рабочая и установленная производительности котельной электростанции определяются так же как и при связи ее с системой, с учетом пара, получаемого за счет использования вторичных энергетических ресурсов. При этом резервная производительность должна обеспечивать бесперебойный отпуск электроэнергии и тепла потребителям в случаях выхода из работы одного из котельных агрегатов в любое время года. Обычно в период максимальной тепловой нагрузки в котельной необходимо иметь один резервный котельный агрегат с производительностью наибольшего рабочего. Ремонты агрегатов должны производиться в летний период при минимальных электрических и тепловых нагрузках.

Источник

Тепловые электростанции (ТЭЦ, КЭС): разновидности, типы, принцип работы, топливо

Содержание

  1. Конденсационные электростанции
  2. Характерные особенности конденсационных электрических станции
  3. Процессы в пароводяном контуре
  4. Теплоэлектроцентрали

Тепловые электростанции могут быть с паровыми и газовыми турбинами, с двигателями внутреннего сгорания. Наиболее распространены тепловые станции с паровыми турбинами, которые в свою очередь подразделяются на: конденсационные (КЭС) — весь пар в которых, за исключением небольших отборов для подогрева питательной воды, используется для вращения турбины, выработки электрической энергии; теплофикационные электростанции — теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), являющиеся источником питания потребителей электрической и тепловой энергии и располагающиеся в районе их потребления.

Конденсационные электростанции

Конденсационные электростанции часто называют государственными районными электрическими станциями (ГРЭС). КЭС в основном располагаются вблизи районов добычи топлива или водоемов, используемых для охлаждения и конденсации пара, отработавшего в турбинах.

Характерные особенности конденсационных электрических станции

  1. в большинстве своем значительная удаленность от потребителей электрической энергии, что обуславливает необходимость передавать электроэнергию в основном на напряжениях 110-750 кВ;
  2. блочный принцип построения станции, обеспечивающий значительные технико-экономические преимущества, заключающиеся в увеличении надежности работы и облегчении эксплуатации, в снижении объема строительных и монтажных работ.
  3. Механизмы и установки, обеспечивающие нормальное функционирование станции, составляют систему ее собственных нужд.

КЭС могут работать на твердом (уголь, торф), жидком (мазут, нефть) топливе или газе.

Топливоподача и приготовление твердого топлива заключается в транспортировке его из складов в систему топливоприготовления. В этой системе топливо доводится до пылевидного состояния с целью дальнейшего вдувания его к горелкам топки котла. Для поддержания процесса горения специальным вентилятором в топку нагнетается воздух, подогретый отходящими газами, которые отсасываются из топки дымососом.

Жидкое топливо подается к горелкам непосредственно со склада в подогретом виде специальными насосами.

Подготовка газового топлива состоит в основном в регулировании давления газа перед сжиганием. Газ от месторождения или хранилища транспортируется по газопроводу к газораспределительному пункту (ГРП) станции. На ГРП осуществляется распределение газа и регулирование его параметров.

Процессы в пароводяном контуре

Основной пароводяного контур осуществляет следующие процессы:

  1. Горение топлива в топке сопровождается выделением тепла, которое нагревает воду, протекающую в трубах котла.
  2. Вода превращается в пар с давлением 13…25 МПа при температуре 540..560 °С.
  3. Пар, полученный в котле, подается в турбину, где совершает механическую работу — вращает вал турбины. Вследствие этого вращается и ротор генератора, находящийся на общем с турбиной валу.
  4. Отработанный в турбине пар с давлением 0,003…0,005 МПа при температуре 120…140°С поступаетв конденсатор, где превращается в воду, которая откачивается в деаэратор.
  5. В деаэраторе происходит удаление растворенных газов, и прежде всего кислорода, опасного ввиду своей коррозийной активности.Система циркуляционного водоснабжения обеспечивает охлаждение пара в конденсаторе водой из внешнего источника (водоема, реки, артезианской скважины). Охлажденная вода, имеющая на выходе из конденсатора температуру, не превышающую 25…36 °С, сбрасывается в систему водоснабжения.
Читайте также:  Полезная мощность трансформатора это

Интересное видео о работе ТЭЦ можно посмотреть ниже:

Для компенсации потерь пара в основную пароводяную систему насосом подается подпиточная вода, предварительно прошедшая химическую очистку.

Следует отметить, что для нормальной работы пароводяных установок, особенно со сверх критическими параметрами пара, важное значение имеет качество воды, подаваемой в котел, поэтому турбинный конденсат пропускается через систему фильтров обессоливания. Система водоподготовки предназначена для очистки подпиточной и конденсатной воды, удаления из нее растворенных газов.

На станциях, использующих твердое топливо, продукты сгорания в виде шлака и золы удаляются из топки котлов специальной системой шлака- и золоудаления, оборудованной специальными насосами.

При сжигании газа и мазута такой системы не требуется.

На КЭС имеют место значительные потери энергии. Особенно велики потери тепла в конденсаторе (до 40..50 % общего количества тепла, выделяемого в топке), а также с отходящими газами (до 10 %). Коэффициент полезного действия современных КЭС с высокими параметрами давления и температуры пара достигает 42 %.

Электрическая часть КЭС представляет совокупность основного электрооборудования (генераторов, трансформаторов) и электрооборудования собственных нужд, в том числе сборных шин, коммутационной и другой аппаратуры со всеми выполненными между ними соединениями.

Генераторы станции соединяются в блоки с повышающими трансформаторами без каких-либо аппаратов между ними.

В связи с этим на КЭС не сооружается распределительное устройство генераторного напряжения.

Распределительные устройства на напряжения 110—750 кВ в зависимости от количества присоединений, напряжения, передаваемой мощности и требуемого уровня надежности выполняются по типовым схемам электрических соединений. Поперечные связи между блоками имеют место только в распределительных устройствах высшего напряжения или в энергосистеме, а также по топливу, воде и пару.

В связи с этим каждый энергоблок можно рассматривать как отдельную автономную станцию.

Для обеспечения электроэнергией собственных нужд станции выполняются отпайки от генераторов каждого блока. Для питания мощных электродвигателей (200 кВт и более) используется генераторное напряжение, для питания двигателей меньшей мощности и осветительных установок — система напряжения 380/220 В. Электрические схемы собственных нужд станции могут быть различными.

Ещё одно интересное видео о работе ТЭЦ изнутри:

Теплоэлектроцентрали

Теплоэлектроцентрали, являясь источниками комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, имеют значительно больший, чем КЭС, коэффициент полезного действия (до 75 %). Это объясняется тем. что часть отработавшего в турбинах пара используется для нужд промышленного производства (технологии), отопления, горячего водоснабжения.

Этот пар или непосредственно поступает для производственных и бытовых нужд или частично используется для предварительного подогрева воды в специальных бойлерах (подогревателях), из которых вода через теплофикационную сеть направляется потребителям тепловой энергии.

Основное отличие технологии производства энергии на ТЭЦ в сравнении с КЭС состоит в специфике пароводяного контура. Обеспечивающего промежуточные отборы пара турбины, а также в способе выдачи энергии, в соответствии с которым основная часть ее распределяется на генераторном напряжении через генераторное распределительное устройство (ГРУ).

Связь ТЭЦ с другими станциями энергосистемы выполняется на повышенном напряжении через повышающие трансформаторы. При ремонте или аварийном отключении одного генератора недостающая мощность может быть передана из энергосистемы через эти же трансформаторы.

Для увеличения надежности работы ТЭЦ предусматривается секционирование сборных шин.

Так, при аварии на шинах и последующем ремонте одной из секций вторая секция остается в работе и обеспечивает питание потребителей по оставшимся под напряжениям линиям.

По таким схемам сооружаются промышленные ТЭЦ с генераторами до 60 мВт, предназначенные для питания местной нагрузки в радиусе 10 км.

На крупных современных ТЭЦ применяются генераторы мощностью до 250 мВт при общей мощности станции 500—2500 мВт.

Такие ТЭЦ сооружаются вне черты города и электроэнергия передается на напряжении 35—220 кВ, ГРУ не предусматривается, все генераторы соединяются в блоки с повышающими трансформаторами. При необходимости обеспечить питание небольшой местной нагрузки вблизи блочной ТЭЦ предусматриваются отпайки от блоков между генератором и трансформатором. Возможны и комбинированные схемы станции, при которых на ТЭЦ имеется ГРУ и несколько генераторов соединены по блочным схемам.

Источник



Основное оборудование тепловой электростанции, его мощность и эксплуатационные свойства.

Основным оборудованием тепловой электростанции (ТЭС) являются паровые котлы (котлоагрегаты или парогенераторы), паровые и газовые турбины, газотурбинные и парогазовые установки, электрические генераторы, электрические трансформаторы подстанций, теплофикационные устройства на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ), а, именно, сетевые подогреватели (бойлеры), редукционно-охладительные установки и др.

Паровая турбина и генератор, объединенные общим валом, представляют собой паровой турбоагрегат. На современных мощных ТЭС турбоагрегаты объединяются с котельными агрегатами в «энергетические блоки», не имеющие между собой параллельных связей по пару.

Основным показателем каждого энергетического агрегата или его части является производственная мощность.

Производственная мощность – это предельная мощность, которую длительно может развить энергетический агрегат (паровой котел, турбина, электрический генератор) или электростанция в целом в конкретных условиях работы при условии выполнения всех требований нормальной эксплуатации.

Следует различать номинальную производственную мощность (максимально длительную мощность в проектных условиях или мощность по паспорту) и эксплуатационную производственную мощность (максимально длительную мощность в конкретных условиях эксплуатации).

В процессе эксплуатации производственная мощность может меняться в зависимости от технического состояния и условий эксплуатации оборудования, поэтому произ­водственная мощность агрегатов, электростанций, генерирующих компаний, энергосистем характеризуется:

Производственная мощность агрегата, определяемая только его конструктивными данными, то есть техническими характеристиками, называется установленной мощностью.

Установленная мощность агрегата (блока) – паспортная мощность, определенная заводом-изготовителем. Установленная мощность электростанции или энергетической компании определяется количеством агрегатов и их единичной установленной мощностью, то есть суммой номинальных мощностей генераторов всех турбоагрегатов.

Установленная мощность – мощность объектов по производству электрической и тепло­вой энергии на момент их введения в эксплуатацию. Установленная мощность агрегата – это паспортная мощность, определенная заводом-изготовителем и зависящая от конструк­тивных и технических характеристик агрегата. Установленная мощность остается неизмен­ной в течение срока эксплуатации, если агрегат не подвергается перемаркировке. При отсут­ствии вводов нового или демонтажа устаревшего оборудования, установленная мощность, электростанции остается постоянной.

Располагаемая мощность (максимально доступная мощность) – это часть установленной мощности объектов по производству электрической энергии за исключением мощности, неиспользуемой по причине технических, сезонных и временных ограничений мощности.

К ограничениям мощности технического характера относятся:

· использование непроектного вида топлива или менее качественного по сравнению с проектным топлива;

· износ основных производственных средств.

Сезонные ограничения мощности, определяемые:

· недостатком воды для ГЭС;

· недостатком потребителей тепла, особенно при установке на ТЭЦ противодавленческих турбоагрегатов;

· ухудшением вакуума в конденсаторах турбин ТЭС в летний период ввиду высокой температуры охлаждающей воды;

· недостатком охлаждающей воды для конденсаторов ТЭС в маловодный период.

Устранимые ограничения мощности временного характера включают:

· несоответствие по мощности между отдельными элементами, в том числе недостаточная пропускная способностью ЛЭП, ограничивающая выдачу мощности электростанций;

Читайте также:  Как увеличить мощность счетчика электроэнергии

· снижение мощности, связанное с кратковременным ухудшением состояния оборудования в межремонтный период.

Располагаемая мощность меньше установленной (рис. 1.1.) на величину вышеперечисленных ограничений мощности – , МВт.

Располагаемая мощность также называется эксплутационной и учитывает поправки на влияние всех факторов ограничивающих производственную мощность.

Рабочая мощность – часть располагаемой мощности объектов по производству электрической и тепловой энергии за исключением мощности объектов, выведенных в установленном порядке из эксплуатации, в том числе в ремонт, реконструкцию, консервацию и объектов, находящихся в вынужденном простое (рис. 1.1), МВт.

Рабочая мощность определяется:

– установленная электрическая мощность электростанции или генерирующей компании;

– мощность оборудования, выведенного в плановый ремонт (капитальный, средний, текущий) или неплановый ремонт;

– мощность генерирующих объектов, находящихся в реконструкции, модернизации, техперевооружении;

– мощность, выведенная в консервацию;

– мощность, находящаяся в вынужденном простое.

Рис. 1.1. Установленная, располагаемая и рабочая мощности

Рабочая или диспетчерская мощность должна обеспечивать покрытие нагрузки потребителей и необходимый резерв мощности, МВт.

Диспетчерская мощность это – сумма эксплуатационной мощности турбоагрегатов, которые работают или могут работать при заданных графиках нагрузки.

Паровые турбоагрегаты с конденсационными турбинами – «К» при полной обеспеченности их свежим паром и охлаждающей водой можно считать агрегатами постоянной мощности.

Турбоагрегаты, имеющие турбины с противодавлением (без конденсатора) – «Р», являются агрегатами переменной мощности, так как их электрическая мощность находится в прямой зависимости от величины тепловой нагрузки турбин.

Производственная мощность турбоагрегатов с теплофикационным отбором и теплофикационным с производственным отбором (одним или несколькими) – «Т» и «ПТ» может быть постоянной или переменной, в зависимости от режимов их работы, а они в свою очередь зависят от электрических и тепловых графиков нагрузки потребителей.

Производственную мощность всех котельных агрегатов при условии полного обеспечения их топливом кондиционного качества, питательной водой и воздухом нормальной температуры можно считать постоянной.

Нижним пределом рабочей зоны паровых турбоагрегатов и паровых котлов является технический минимум нагрузки. Для турбин он определяется минимальным пропуском пара через ее проточную часть, необходимым для их устойчивой работы и регулирования. Для турбин «Т» и «ПТ» технический минимум определяется также минимальным пропуском пара в часть низкого давления для вентиляции лопаток хвостовой части турбины. Для котлов технический минимум нагрузки определяется минимальным часовым расходом сжигаемого топлива, необходимым для устойчивого режима его горения в топке.

Технический минимум нагрузки паровых турбин и котлов среднего давления составляет 15 — 25% от их номинальной мощности. Для турбин, котлов и блоков высокого и сверхвысокого давления технический минимум значительно выше и достигает 60% номинальной мощности.

Верхним пределом рабочей зоны агрегата является его максимально длительная мощность, которая может быть равна номинальной мощности или превышать ее (при возможности перегрузки). Возможности перегрузки различны для турбоагрегатов и котлов различного типа и определяются начальными параметрами пара и единичной мощностью агрегата. Допустимая перегрузка определяется для каждого типоразмера агрегата соответствующими заводскими расчетами и станционными испытаниями, и фиксируется в эксплуатационных инструкциях агрегатов. Перегрузочная способность в значительной мере зависит также от физического срока службы оборудования.

Под маневренностью агрегата понимают большую или меньшую скорость его пуска и изменения нагрузки. Длительность пуска турбоагрегата от подготовительных операций (прогрев паропровода, пуск циркуляционных насосов и пр.) до синхронизации и включения генератора на электрическую сеть колеблется в широких пределах в зависимости от начальных параметров пара, единичной мощности и конструкции турбины. Скорость подъема нагрузки не должна превышать 2–3 МВт/мин для турбоагрегатов среднего и 1 МВт/мин для агрегатов высокого давления.

Общая длительность пуска и подъема нагрузки до номинальной величины для турбин среднего давления обычно не превышает 2 часов. С повышением начальных параметров пара длительность пусковых операций резко возрастает, вследствие работы деталей и узлов агрегата в условиях высоких температур и давлений с высокими, близкими к предельным напряжениями, и необходимости точно выдерживать расчетные условия и нагрузки во всех переходных режимах пуска и нагружения. Так, для турбоагрегата К-50 суммарная длительность всех операций пуска – нагружения составляет около 12 часов, а для агрегата К-100 – около 16 часов. Длительность пуска (растопки) котлоагрегата от холодного состояния до включения в паропровод (большая растопка) находится в пределах от 2 до 6 часов в зависимости от типа, параметров и производительности котлоагрегата, вида топлива и конструкции топки. Подъем нагрузки котлоагрегата от нуля до ее номинальной величины занимает около одного часа.

При остывании турбины после ее останова, вследствие прогиба ротора вверх, повторный пуск возможен лишь до появления этих временных деформаций, или после полного охлаждения турбины, ограниченный временем. Повторный пуск паровых турбин не возможен при наличии «валоповоротных устройств», проворачивающих ротор турбины на малых оборотах во время ее останова и тем самым позволяющих избежать деформации ротора.

К ненормальным (ухудшенным) условиям эксплуатации турбоагрегатов относятся отклонения от нормы отдельных технических параметров турбины (начального давления и начальной температуры свежего пара, величины вакуума, параметров отборов пара и др.), отклонения от норм величины напряжения генератора, неравенство токов в фазах, пониженное сопротивление изоляции и т. п.

Ухудшение условий эксплуатации котлов связано с отклонениями от нормы качества топлива, качества и температуры питательной воды, температуры подогрева воздуха.

Допустимые отклонения от норм технических параметров и показателей, характеризующих условия эксплуатации, при которых еще допускается пуск и нагрузка агрегата, указываются в эксплуатационных инструкциях. Например, для генераторов допускается отклонение от нормы напряжения до ±5% (при номинальной мощности генератора), неравенство токов в фазах – до 10%.

Оперативная надежность оборудования тепловых электростанций, обеспечивающая бесперебойность их работы, зависит в первую очередь от качества изготовления агрегатов, их монтажа, наладки и эксплуатационного обслуживания. Влияние этих факторов тем сильнее, чем сложнее конструкция агрегатов, машин и аппаратов и чем выше требования к материалам, из которых они изготовлены. При удовлетворении всех качественных требований к оборудованию, его монтажу и эксплуатации оперативную надежность следует считать одинаковой для агрегатов всех видов, типов, параметров и размеров. При нарушении этих требований оперативная надежность агрегатов более мощных, более сложных по конструкции, работающих в более тяжелых условиях (высокое давление, высокие температуры, большие скорости), окажется ниже надежности агрегатов меньшей мощности, меньшей конструктивной сложности и т. д.

Оперативная надежность котельных агрегатов зависит также от вида и качества используемого топлива, от бесперебойности его поступления в бункера котельной.

Кроме того, на оперативную надежность основных агрегатов ТЭС влияет качество конструктивного и технологического исполнения вспомогательного оборудования станции – агрегатов собственных нужд и элементов тепловой схемы, простота и надежность схемы их коммутаций и взаимо­действия, и качество их эксплуатационного обслуживания.

При напряженном балансе мощности в энергетической системе серьезную роль играет длительность ремонтного простоя различных агрегатов, определяемая периодичностью ремонтов и продолжительностью каждого ремонта. Длительность ремонтного простоя возрастает с возрастанием единичной мощности агрегатов и сложности их конструкции.

Источник