Теплофикационных установок

на шинах ГРУ, симметричности электрической схемы ТЭЦ. требования энергосистемы к допустимой длительности потери избыточной мощности ТЭЦ, а также от требования обеспечения работы теплофикационных агрегатов по тепловому режиму при повреждении трансформатора связи.

Однако при максимальной централизации теплоснабжения на ТЭЦ можно выработать только 25—30% требуемой электроэнергии. Работа же конденсационных станций определяется только условиями выработки электроэнергии, что делает весьма благоприятными концентрацию больших электрических мощностей и позволяет быстро наращивать электроэнергетический потенциал страны. Поэтому в настоящее время и в будущем будут строиться конденсационные станции, несмотря на те преимущества, которые имеет выработка электроэнергии на ТЭЦ. Развитию теплофикации в СССР придается большое значение. Так, уже в начале девятой пятилетки установленная электрическая мощность теплофикационных агрегатов превысила 45 млн. кВт, что составило около '/з установленной мощности всех ТЭС страны, работающих на органическом топливе.

энергетические характеристики теплофикационных агрегатов представляют собой семейство кривых, соответствующих разным значениям отбора пара (аналогично с учетом переменного напора на ГЭС).

На передовых рубежах стоит советская энергетика в комбинированном производстве электроэнергии и тепла для централизованного теплоснабжения промышленности и городов. Повышение экономичности ТЭЦ достигается укрупнением теплофикационных агрегатов до 250 МВт, подачей тепла на расстояние до 50 км, что позволит отказаться от использования газомазутного топлива. Крупные ТЭЦ обеспечивают теплом 800 городов. Единичная мощность ТЭЦ достигла 1250 МВт.

Мощность трансформаторов связи выбирается с учетом возможности питания потребителей в летний период, когда при снижении тепловых нагрузок может потребоваться остановка теплофикационных агрегатов. Также учитывается необходимость резервирования питания нагрузок в период

Однако при максимальной централизации теплоснабжения на ТЭЦ может быть выработано только 25—30% требуемой электроэнергии. Работа же конденсационных станций определяется только условиями выработки электроэнергии, что делает весьма благоприятным концентрацию больших электрических мощностей и позволяет быстро наращивать электроэнергетический потенциал страны. Поэтому в настоящее время и в будущем будут строиться конденсационные станции, несмотря на те преимущества, которые имеет выработка электроэнергии на теплоэлектроцентралях. Развитию теплофикации в Советском Союзе уделяется большое внимание. Так, уже в начале девятой пятилетки установленная электрическая мощность теплофикационных агрегатов в нашей стране превысила 45 млн. кВт, что составило около '/з установленной мощности всех тепловых электростанций страны, работающих на органическом топливе.

Переход на высококачественные виды топлива стимулировал НТП в области оборудования. Широкое применение на этом этапе получили агрегаты КЭС сначала на повышенные параметры пара мощностью 150 и 200 МВт, а затем 300 МВт с закритическими параметрами. Бурно развивалась теплофикация [42]. Если в 1950 г. установленная мощность всех теплофикационных агрегатов была около 5 млн кВт, а отпуск тепла от них 70 млн Гкал при протяженности магистральных теплофикационных сетей 650 км [29], то в 1970 г. мощность только ТЭЦ общего пользования составила 36,9 млн кВт, годовой отпуск тепла — 507 млн Гкал и протяженность сетей — 12,1 тыс. км [38]. Всего же ТЭЦ в 1970 г. обеспечили 32% (688 млн Гкал) общего теплопотребления. Успешно велось гидроэнергетическое строительство: были построены мощные Волжско-Камский и Днепровский каскады ГЭС, вступили в строй первые ГЭС уникального Ангаро-Енисейского каскада, ГЭС создали основу электроснабжения в республиках Закавказья и Средней Азии. В 1970 г. установленная мощность ГЭС в СССР превысила 31 млн кВт [38]. В эти годы было положено начало развитию ядерной энергетики [43].

Советское энергомашиностроение провело большую научно-исследовательскую, проектно-конструкторскую и производственную работу по созданию и изготовлению теплофикационных агрегатов и вспомогательного оборудования. Практически весь ввод мощностей на ТЭЦ и тепловых сетях обеспечен отечественным оборудованием.

Возрастающие потребности в теплофикации крупных жилых массивов потребовали создания новых теплофикационных агрегатов на более высокие параметры пара и перехода от одноступенчатой схемы подогрева воды на многоступенчатую. Кроме того, как показал опыт эксплуатации, регулируемый отбор пара давлением 0,7 кгс/см2, которому соответствует температура насыщения 90° С, излишне велик. При этих параметрах происходит неоправданно большое дросселирование отбираемого и проходящего пара в конденсатор, что приводит к потерям тепла. Практикой была установлена целесообразность использования для подогрева сетевой воды тепла вентиляционного пропуска пара через часть низкого давления турбины. Эта идея привела к предложению иметь в конденсаторе турбины специальный пучок труб, через который пропускается (при закрытой системе теплоснабжения) часть воды из обратной линии тепловой сети перед поступлением ее в подогреватель. При открытой системе теплоснабжения эта схема может быть применена для предварительного подогрева подпиточной воды.

Динамика роста единичных мощностей теплофикационных агрегатов видна из 2-9.

По расчетам института Теплоэлектропроект в десятой пятилетке наиболее целесообразно сооружать ТЭЦ единичной мощностью (электрической) от 460 до 1200 МВт с установкой различных теплофикационных агрегатов и пиковых водогрейных котлов. Соотношения мощностей ТЭЦ, устанавливаемого на них оборудования и удельных капитальных затрат видны из табл. 2-18.

В нашей стране в районах использования дорогостоящего топлива обычно среднегодовая температура охлаждающей воды выше, чем в районах использования более дешевого топлива. Поэтому оптимальные значения р ,- рассчитанные для этих районов, различаются ненамного. Обычно для КЭС на органическом топливе оптимальные значения давления в конденсаторе находятся в пределах 0,003-0,0045 МПа. Для теплофикационных установок, работающих в летнее время в чисто конденсационном режиме или в конденсационном режиме с небольшим отбором пара на теплофикацию, оптимальные значения р выше. В таком режиме эти турбины работают лишь часть общего времени эксплуатации. Поэтому затраты, необходимые для достижения тех же значений р что и в конденсационной турбоустановке, в этом случае не оправдаются.

теплофикационных установок (насосы сетевые бойлерного устройства, конденсатные и др.);

Недостатком таких установок является общее удорожание станции и снижение относительного внутреннего КПД турбины. Известным способом повышения термодинамической эффективности циклов теплофикационных установок является применение промежуточного перегрева пара. В настоящее время на отечественных электростанциях освоен и успешно эксплуатируется теплофикационный энергоблок Т-250/300-240 на закрити-

Учитывая значительное отличие оптимального давления промежуточного перегрева для производственного и конденсационного потоков пара, рассмотрим циклы теплофикационных установок с раздельным промежуточным перегревом пара ( 2.21, б). На 2.21, а представлен цикл с промежуточным перегревом только конденсационного потока 1-а-п-2-3-4-1, соответствующий схеме установки ( 2.18). В этом случае цикл 1-2'-3'-4', совершаемый паром производственного отбора, осуществляется без промежуточного перегрева. На 2.21, б показаны циклы (схему установки см. на 2.18) потока пара производственного отбора 1-а'п'-2'-3'-4' и конденсационного потока 1-а-п-2-3-4 с промежуточным перегревом при оптимальных давлениях. Недостатком такого цикла является значительное усложнение тепловой схемы, что приводит к удорожанию установок, снижению их надежности эксплуатации и нарушению принятой унификации выпускаемого оборудования.

В процессе проектирования и сооружения теплофикационных установок различного типа необходимо знать не только оптимальные значения тех или иных параметров и характеристик, но и перерасход затрат при отклонении параметров от оптимума. Особенно это важно в условиях использования стандартного и унифицированного оборудования, когда оказывается практически невозможным достигнуть соответствия выбранной структуры оборудования оптимальным условиям сооружения. Результаты расчетов относительного изменения суммарных приведенных затрат при отклонении ат от оптимума для однотрубной тепловой сети при Дт = 12 руб/т и условий Иркутска приведены на 2.28. Как видно из рисунка, отклонение ат в большую сторону от оптимума дает более значительное увеличение затрат. Пунктирной линией показано достижение предельного значения коэффициента теплофикации. Изменения топливной составляющей затрат в системе приведены на 2.29. Из рисунка видно, что снижение коэффициента теплофикации приводит к увеличению топливных затрат в системе, а повышение ат — к его уменьшению. Это свидетельствует о том, что в условиях эксплуатации необходимо максимально за-

7. Андрющенко А. И., Аминов Р. 3. К выбору начальных параметров пара парогазовых теплофикационных установок. — Известия вузов СССР. Энергетика, 1966, № 1, с. 37—46.

8. Андрющенко А. И., Аминов Р. 3. Термоэкономическая оптимизация теплофикационных установок. — Саратов, 1973.

Характерной особенностью этого периода развития теплофикации является переход на установку крупных теплофикационных установок с высокими технико-экономическим показателями.

теплофикационных установок (насосы сетевые бойлерного устройства, конденсатные и др.);

бенности теплофикационных установок, включаемых в технологические схемы ГТУ и ПГУ

Тепловая схема предусматривает также решение задачи о способе приготовления добавочной воды (например, термическое обессоливание) и месте ввода ее в цикл. Часто применяется химическое обессоливание с подачей добавочной воды в конденсатор турбины. Схемы теплофикационных установок рассматриваются в § 3.10.