1.7 Технологічна частина та вибір основного обладнання ЕС
1.7.1 Загальні положення
Оскільки електротехнічна частина електростанції не є ізольованою підсистемою і за своїми функціями пов’язана з технологічною частиною, то розглянемо деякі загальні відомості про проектування технологічної підсистеми. В першу чергу йдеться про ті проектні процедури, вихідні рішення яких використовуються для проектування електротехнічної підсистеми.
Якщо електротехнічні підсистеми електростанцій різних типів мають велику кількість типових елементів і багато спільних або подібних проектних рішень, то технологічні підсистеми різнотипних станцій (ТЕС, АЕС, ГЕС) відрізняються досить суттєво.
В загальному випадку під час проектування технологічної частини ТЕС і АЕС вирішують такі завдання: вибір структурної технологічної схеми (схеми зв’язків між основними агрегатами); вибір основного обладнання; проектування теплової системи; вибір допоміжного технологічного обладнання; проектування допоміжних господарств. Останні можна розглядати як самостійні (автономні) підсистеми низького рівня. Стосовно ТЕС це паливне і транспортне господарства, система технічного водопостачання, водопідготовче устаткування, система золо- і шлаковидалення, теплові мережі (ТЕЦ) тощо. На АЕС з’являються також такі специфічні підсистеми, як вентиляційне устаткування, що забезпечує нормальні і безпечні умови праці персоналу в приміщеннях зони вільного режиму (наприклад, в машинному залі дво- і триконтурної АЕС) і в зоні суворого режиму, та дезактиваційне устаткування, призначене для обмеження радіоактивності окремих елементів обладнання до безпечного рівня і для знешкодження рідких і газоподібних радіоактивних відходів.
Проектування технологічної частини ГЕС включає в себе такі питання: обгрунтування створу гідротехнічних споруд; вибір схеми використання енергії водотоку; економічне обгрунтування відмітки нормального підпорного рівня (НПУ) і значення встановленої потужності ГЕС; вибір основного обладнання; проектування гідротехнічних споруд – підпорних, водоскидних, водовідвідних тощо; розробка конструкції будови ГЕС; проектування допоміжних гідротехнічних споруд і допоміжних господарств (технічного водопостачання, масляного, пневматичного тощо); вибір допоміжного гідросилового і механічного обладнання (затворів, сміттєзатримувальних решіток, підйомно-транспортних механізмів тощо).
1.7.2 Вибір структурної технологічної схеми
Структурну схему ТЕС вибирають залежно від її типу – конденсаційна чи теплофікаційна. Оскільки на КЕС зовнішні теплові споживачі відсутні і використовується проміжний перегрів пари, то для них характерне блочне з’єднання. Блоки комплектують, як правило, за моноблочною схемою з установкою одного однокорпусного котла на турбіну (рис. 1.12, а).
Встановлення дубль-блоків (два котли продуктивністю по 50% і одна турбіна, рис. 1.12, б) допускається при спалюванні низькосортних видів палива (торф, сланці), для яких за умовами спалювання максимальна продуктивність котла обмежена (в даний час до 500 т/год). Крім того, встановлення дубль-блоків може бути виправдане в невеликих енергосистемах, де потужність блока перевищує 4% встановленої потужності станцій системи.
На ТЕЦ
з агрегатами 250 МВт і більше на будь-якому паливі та
100 МВт і більше на газо-мазуті також застосовуються блочні схеми. Структуру
блока вибирають залежно від характеру теплового споживання. Якщо переважає
промислове парове навантаження, то застосовують дубль-блоки, а якщо опалювальне
– то моноблоки.
Для ТЕЦ без проміжного перегріву пари передбачають, як правило, поперечні зв’язки за парою між агрегатами. Таке рішення характерне для промислових ТЕЦ, де встановлюють агрегати з початковими параметрами пари 13 МПа і 555 °С без проміжного перегріву.
На рисунку 1.12, в) наведена структурна схема ТЕЦ змішаного виду з поперечними зв’язками між котлами за парою, між турбінами за виробничою парою і за гарячою водою.
Вибір структурної схеми АЕС залежить від типу реактора (корпусний чи канальний), виду теплоносія і сповільнювача. Схема може бути одноконтурною, двоконтурною, неповністю двоконтурною і триконтурною.
В одно- і двоконтурних схемах теплоносієм є вода. Може бути також, значно рідше, якась органічна речовина або газ. Триконтурні схеми застосовують для реакторів з натрієвим теплоносієм.
На вітчизняних АЕС використовують двоконтурні схеми з водяним теплоносієм і одноконтурні схеми з реакторами киплячого типу.
Структурна технологічна схема ГЕС визначається вибором схеми використання енергії потоку води (напір створюється греблею і деривацією). Вибір найбільш доцільного проектного рішення досягається на основі зіставлення можливих варіантів схеми гідровузла за економічними, будівельними та експлуатаційними показниками. Варіанти намічають відповідно до природних умов і народногосподарчих комплексних задач, що вирішуються в результаті будівництва ГЕС.
1.7.3 Вибір основного обладнання
До основного енергетичного обладнання ТЕС відносяться парогенератори і турбіни, на АЕС - реактори, парогенератори і турбіни, на ГЕС – гідротурбіни. Основне обладнання, за можливості, потрібно вибирати однотипним, оскільки при цьому забезпечується можливість максимальної індустріалізації будівництва, покращуються умови експлуатації та ремонту.
в)
Рисунок 1.12 – Структурні технологічні схеми ТЕС: а) – моноблока; б) –
дубль-блока;
в) – ТЕЦ змішаного виду з турбінами типів ПТ, Р та Т; 1 – котел;
2 – парова турбіна; 3 – проміжний перегрівач пари; 4 – конденсатор;
5 – генератор; 6 – перемикаюча парова магістраль; 7 – виробнича пара; 8 – гаряча
вода; 9 – піковий котел; 10 – редукційно-охолоджувальна установка; 11 – мережний
перегрівач; 12 – піковий водонагрівальний котел; 13 – мережний насос
Тип та одинична потужність турбін, що встановлюються на ТЕС, яка проектується, визначаються виходячи з типу (КЕС, ТЕЦ) та встановленої потужності станції; на КЕС – конденсаційні турбіни типу К, на ТЕЦ – теплофікаційні турбіни типу Т, турбіни з двома відборами (промисловим та опалювальним) типу ПТ, з протитиском пари P. Турбіни з протитиском розраховують на роботу в базовій частині графіка парового навантаження і не встановлюють на ТЕЦ першими.
При проектуванні потрібно враховувати, що при подвійному значенні номінальної потужності ТЕЦ (наприклад, для Т-250/300-240-250 та 250 і 300 МВт) вона оцінюється за максимальною потужністю турбіни. В зимовий період використання максимальної електричної потужності в проекті не враховується.
Тип турбіни на АЕС вибирають залежно від типу реактора і структурної схеми: при високотемпературних реакторах з газовим і рідиннометалевим теплоносіями встановлюються турбіни з перегрітою парою високого тиску; для реакторів з теплоносієм у вигляді рідкого металу, газу і органічної рідини – турбіни з перегрітою парою середнього тиску, а для реакторів з водяним теплоносієм – турбіни з насиченою парою середнього тиску.
Тип гідротурбін залежить від максимального напору на ГЕС. Рекомендуються такі
проектні рішення: при напорі до 150 м – поворотно-лопатеві і пропелерні турбіни
(до 20 м – осьові горизонтальні, до 80 м – осьові вертикальні, від 40 до 150 м –
діагональні), при напорі від 45 до
600 м – радіально-осьові, при напорі від 500 м та вище – ковшові турбіни.
Параметри пари (температура, тиск) та кількість котлів на ТЕС визначається зробленим раніше вибором парових турбін. Паровиробництво парогенераторів вибирається:
а) для блочних КЕС – за максимальним пропуском гострої пари через турбіну з врахуванням власних потреб та запасом до 3%;
б) для блочних ТЕЦ – за максимальним пропуском гострої пари через турбіну з врахуванням власних потреб та запасом до 3%. При виході з ладу одного блока ті, що залишаються, з врахуванням роботи пікових котлів повинні забезпечити середній за найбільш холодний місяць відпуск пари на опалення, вентиляцію та гаряче водозабезпечення;
в) для неблочних ТЕЦ – за максимальною витратою пари з тим, щоб при виході з роботи одного парогенератора ті, що залишилися, включаючи пікові, забезпечили максимально довгий відпуск пари на виробництво та середній за найбільш холодний місяць відпуск тепла на опалення, вентиляцію та гаряче водопостачання. При цьому допускається зниження електричної потужності на величину одного потужного агрегата ТЕЦ.
Покриття максимуму теплового навантаження для опалення виробляється за рахунок спеціальних пікових котлів, а іноді, при наявності парового резерву, за рахунок відборів турбін.
На дво- та триконтурних АЕС парогенератори є обов’язковими елементами. Їх конструкція залежить від виду теплоносія. Кількість парогенераторів повинна відповідати числу циркуляційних петель реакторної установки, а продуктивність кожного парогенератора – тепловій потужності петлі.
Дані про парогенератори, реактори та турбіни наведені в додатку Б.
1.7.3.3 Вибір електричних генераторів
Число та одинична потужність генераторів повинні відповідати числу та одиничній
потужності турбін. Напруга (voltage)
генераторів до
60 МВт приймається 6 або 10 кВ. Вибір напруги визначається напругою мережі, яка
живиться від шин генераторної напруги.
Напруга генератора великої потужності (понад 60 МВт) приймається за умовами їх виготовлення, причому перевага надається більш високим напругам. Дані генераторів, необхідні для курсового проектування, наведені в додатку Б.
1.7.4 Вибір допоміжного обладнання
Все допоміжне тепломеханічне обладнання ТЕС можна умовно поділити на дві групи: обладнання пароводяного циклу та обладнання тракту палива і продуктів його згорання. Обладнання першої групи вибирають під час розрахунку теплової схеми ТЕС, а обладнання другої групи – на основі теплового та аеродинамічного обрахунків котла та системи пилоприготування (пиловугільні ТЕС). Допоміжне обладнання першої групи в своїй більшості визначається за типом турбогенератора (турбіна – генератор) і комплектується заводами разом з ним. Сюди входять: конденсатори, конденсатні насоси, зливні насоси, регенеративні підігрівачі, ежектори, маслонасоси системи регулювання і змащування турбіни, охолоджувачі масла, газоохолоджувачі системи охолодження генератора тощо. На підставі розрахунку теплової системи встановлюють придатність вибраного заводом допоміжного обладнання для проектних умов і отримують вихідні дані для вибору решти обладнання цієї групи: деаераторів, РОУ, живильних та циркуляційних насосів, мережних підігрівачів, насосів системи теплопостачання тощо.
При виборі допоміжного обладнання керуються такими загальними положеннями:
– його продуктивність повинна забезпечувати тривалу роботу основного обладнання з номінальною потужністю;
– його відмови не повинні приводити до пошкодження основного обладнання;
– його відмови не повинні викликати вимушену зупинку основного обладнання, що досягається резервуванням допоміжного обладнання.
Контрольні запитання
1. Вимоги до проектування електричних станцій.
2. Основні стадії проектування ЕС.
3. Зміст робіт з проектування електротехнічної частини ЕС.
4. Вибір будівельного майданчика для ЕС.
5. Загальні принципи компонування ЕС.
6. Техніко-економічне обґрунтування проектних рішень.
7. Визначення витрат на втрати електроенергії.
8. Визначення показників надійності електроустановок.
9. Графіки навантажень ЕС.
10. Визначення техніко-економічних показників роботи ЕС.
11. Вибір структурної технологічної схеми станції.
12. Вибір основного обладнання ЕС.
РОЗДІЛ 1 РОЗДІЛ 2 РОЗДІЛ 3 РОЗДІЛ 4 РОЗДІЛ 5 РОЗДІЛ 6 РОЗДІЛ 7