учебное пособие ТЭС И АЭС (1)

I. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ТЭС И АЭС


1. Каковы основные требования к работе тепловых и атомных электростанций?

Основные требования к работе ТЭС и АЭС – это обеспечение надежности, безопасности и экономичности их эксплуатации.
Надежность означает обеспечение бесперебойного (непрерывного) снабжения потребителей электрической и тепловой энергией. Данное требование является первостепенным по важности. Особенно это касается электроснабжения, так как даже кратковременное прекращение подачи электроэнергии может привести к масштабным негативным последствиям.
Требование безопасности включает в себя обеспечение безопасной работы персонала электростанций, безопасности для населения и минимизации вредного воздействия работы ТЭС и АЭС на окружающую среду.
Требование экономичности означает достижение оптимальных технико-экономических показателей работы электростанции, что необходимо для ее конкурентоспособности в рыночной экономике.


2. Какие электрические и тепловые нагрузки могут покрываться тепловыми и атомными электростанциями? Какие существуют графики электрических и тепловых нагрузок?

Электрические нагрузки включают в себя следующие основные составляющие:
- промышленная (производственная) нагрузка, обусловленная работой предприятий;
- обеспечение работы электрифицированного транспорта (трамваи, троллейбусы, метрополитен, электрифицированный железнодорожный транспорт);
- осветительно-бытовая нагрузка (внешнее освещение улиц, внутреннее освещение зданий, электробытовые приборы).
Тепловые нагрузки включают в себя:
- производственную нагрузку (снабжение промышленных предприятий тепловой энергией для обеспечения технологических процессов и работы силовых установок);
- отопительную нагрузку (обеспечение температурного режима во внутренних помещениях промышленных, жилых и общественных зданий);
- горячее водоснабжение в бытовых целях.
Существуют следующие графики электрических нагрузок:
- суточный график, отражающий влияние таких факторов как работа многосменных предприятий, неравномерность в течение суток осветительно-бытовой нагрузки, режимы работы городского электрифицированного транспорта; в течение суток имеется два пика нагрузки – в утренние и вечерние часы, в ночное время наблюдается глубокий спад нагрузки;
- недельный график (в субботние, а особенно в воскресные и общевыходные праздничные дни нагрузка уменьшается, так как часть предприятий не работает);
- годовой график (в летние месяцы нагрузка падает в связи с выводом в ремонт части оборудования; в конце года нагрузка может возрастать при вводе в эксплуатацию новых предприятий);
- годовой график электрических нагрузок по продолжительности (рис. 1).

13 SHAPE \* MERGEFORMAT 1415

Рис. 1. Годовой график электрических нагрузок по продолжительности (I, II и III – области пиковых, промежуточных и базовых нагрузок соответственно)
Произвольная точка на этом графике показывает, сколько часов в году имеет место уровень электрической нагрузки не ниже, чем в данной точке. Например, точка А на графике означает, что в течение
·А часов в году суммарная электрическая нагрузка будет не меньше, чем NА. Следовательно, годовой график электрических нагрузок по продолжительности показывает, сколько времени в году и какую минимально необходимую рабочую мощность электрогенерирующих агрегатов должна обеспечить энергосистема.
Существуют аналогичные графики тепловых нагрузок – суточный, недельный, годовой, а также годовой график тепловых нагрузок по продолжительности.


3. Какие существуют показатели режимов производства и потребления электрической и тепловой энергии?

Степень загрузки оборудования характеризуется коэффициентом использования установленной мощности (КИУМ). Он равен отношению фактической годовой выработки энергии (электрической или тепловой) к тому количеству энергии, которое было бы выработано, если бы оборудование проработало все 8760 часов в году на номинальной мощности. Например, для энергоблока с номинальной электрической мощностью 1000000 кВт КИУМ будет равен 0,75 в том случае, когда выработка электроэнергии за год составит 1000000
·8760
·0,75 кВт
·ч.
Для определения степени загрузки оборудования можно также рассчитать число часов использования установленной мощности, т.е. число часов, которое понадобилось бы для выработки фактически произведенного за год количества электроэнергии, если бы оборудование работало только на номинальной мощности.


4. Каковы возможность и целесообразность аккумулирования электрической и тепловой энергии?

Одним из главных достоинств электрической энергии является возможность ее превращения в другие виды энергии, например, механическую, световую, тепловую, химическую. Но потребление электроэнергии связано с одним весьма жестким ограничением: передаваемая потребителям с помощью электросетей электрическая энергия должна использоваться в тот же момент, когда она произведена (время передачи по сетям можно не принимать во внимание, так как оно ничтожно).
Имеющиеся в настоящее время аккумуляторы электрической энергии имеют высокую стоимость и небольшую емкость, поэтому непосредственное аккумулирование электроэнергии в промышленных масштабах экономически нецелесообразно и технически почти неосуществимо.
Одним из возможных способов решения этой проблемы может стать строительство гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС), желательно в комплексе с ТЭС или АЭС (рис. 2).
13 SHAPE \* MERGEFORMAT 1415

Рис. 2. Общая схема ГАЭС

В ночное время, когда происходит спад электрических нагрузок, часть мощности ТЭС или АЭС расходуется на транспортировку (перекачивание) воды по большим трубопроводам из нижнего озера в верхнее – это насосный режим работы ГАЭС. А во время пиковых нагрузок ГАЭС переходит на генераторный режим, т.е. вырабатывает электроэнергию за счет вращения гидрогенераторов водой, стекающей из верхнего озера в нижнее.
Что касается аккумулирования тепловой энергии, то эта проблема менее острая, так как тепловые сети имеют значительную инерционность вследствие их большого объема. Это означает, что прекращение отпуска тепловой энергии сказывается, например, на температурном режиме отапливаемых помещений не сразу, а спустя какое-то время.
На ряде электростанций сооружаются аккумуляторы тепловой энергии в виде больших емкостей, заполняемых нагретой водой. Такие тепловые аккумуляторы в случае их повреждения могут представлять серьезную опасность.


5. Какие существуют тепловые электростанции по виду используемой первичной природной энергии и по типу двигателя?

По виду используемой первичной природной энергии существуют следующие типы тепловых электростанций:
- тепловые электростанции на органическом топливе (уголь, мазут, природный газ, горючие сланцы и др.); такие электрические станции получили название ТЭС (в узком смысле слова); основные разновидности тепловых электростанций на органическом топливе – это пылеугольные и газомазутные ТЭС; для пылеугольных станций резервным топливом может быть газ;
- тепловые электростанции на ядерном топливе, т.е. атомные электростанции (АЭС);
- тепловые электростанции, использующие нетрадиционные и возобновляемые источники энергии (НВИЭ), в частности, энергию прямого солнечного излучения. Отметим, что первоисточником почти всех видов первичной природной энергии является Солнце. Например, уголь образовался в земной коре из продуктов органического происхождения, прежде всего растительности, а ее рост происходит за счет солнечной энергии. Причиной океанских приливов является вращение Луны вокруг Земли, а последней - вокруг Солнца. Течение рек обусловлено испарением воды с поверхности крупных водоемов за счет солнечной энергии и последующим выпадением осадков в виде дождя, снега.
Рассмотрим использование энергии прямого солнечного излучения для выработки электрической энергии. Солнечные электростанции (СЭС) имеют также другое название – гелиоэлектростанции (ГеЭС). На примере СЭС можно показать главный отличительный признак, по которому те или иные электрические станции относят или не относят к тепловым. Если на электростанции солнечная энергия сначала преобразуется в тепловую путем фокусирования солнечных лучей (т.е. концентрирования потока энергии) и выработки рабочего пара на турбину, то такая станция является тепловой. Но возможен и другой способ выработки электроэнергии на СЭС – путем прямого преобразования энергии солнечного излучения в электрическую с помощью полупроводниковых материалов; в этом случае электростанция не относится к ТЭС.
Таким образом, тепловыми называются электрические станции, на которых происходит преобразование какой-либо первичной природной энергии сначала в тепловую, а в конечном счете - в электрическую энергию.
Среди тепловых электростанций, использующих НВИЭ, наряду с СЭС можно назвать геотермальные ТЭС (ГеоТЭС), использующие энергию подземных горячих источников, и биогазовые теплоэлектростанции, для которых топливом являются газообразные продукты разложения органических веществ животного происхождения.
По типу двигателя тепловые электростанции подразделяются на:
- паротурбинные;
- газотурбинные;
- парогазовые;
- ТЭС с магнитогидродинамическими установками (МГДУ).


6. Как классифицируются ТЭС по виду опускаемой энергии и по установленной электрической мощности? Что такое ГРЭС? К какому типу электростанций по виду отпускаемой энергии относятся АЭС?

Тепловые электростанции отпускают потребителям электрическую и тепловую энергию. В отдельных случаях энергоустановки небольшой мощности могут также быть источником механической энергии для привода каких-либо агрегатов.
По виду отпускаемой энергии ТЭС подразделяются на два основных типа:
- конденсационные электростанции (КЭС), предназначенные для выработки только электрической энергии;
- теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), отпускающие потребителям и электрическую, и тепловую энергию на основе комбинированного производства электроэнергии и теплоты турбинами таких электростанций.
На КЭС устанавливаются конденсационные турбины, имеющие только нерегулируемые отборы для подачи греющего пара в ПВД, ПНД, деаэратор и другие элементы турбоустановки. Такие турбины не имеют регулируемых отборов и/или противодавления.
Турбины ТЭЦ являются теплофикационными. Они имеют как нерегулируемые отборы, так и один или несколько регулируемых отборов и/или противодавление. Основными видами регулируемых отборов являются производственный и отопительный. Первый из них еще может называться верхним, а второй – нижним регулируемым отбором.
Для любого типа турбин суммарная выработка электроэнергии всеми потоками пара, идущими в регулируемые и нерегулируемые отборы, а также в противодавление, называется теплофикационной, а потоком пара, идущим в конденсатор турбины (т.е. конденсационным потоком пара), - конденсационной выработкой.
ТЭЦ строятся в основном в крупных городах, где имеются значительная производственная тепловая нагрузка и расход теплоты на отопление и горячее водоснабжение. В небольших населенных пунктах строительство ТЭЦ целесообразно только при наличии промышленных предприятий-потребителей технологического пара.
ТЭЦ должны быть расположены вблизи потребителей теплоты, поскольку передача тепловой энергии экономически целесообразна на небольшие расстояния – как с горячей водой, так и в особенности с паром.
ТЭЦ бывают трех типов в зависимости от характера тепловой нагрузки:
- промышленного типа (отпускают пар промышленным потребителям для технологических целей);
- отопительного типа (для отопления и горячего водоснабжения);
- промышленно-отопительного типа (имеют и производственную, и отопительную тепловую нагрузку).
Две основные разновидности КЭС – это ГРЭС (государственная районная электростанция) и АЭС. ГРЭС – это КЭС на органическом, а АЭС - на ядерном топливе.
ГРЭС не строятся в крупных городах - там нужны ТЭЦ из-за большой тепловой нагрузки. АЭС располагаются на расстоянии не менее чем несколько десятков километров от значительных населенных пунктов, каковыми считаются региональные центры и другие большие города. Поэтому при ГРЭС и АЭС есть жилой поселок с населением несколько тысяч или десятков тысяч жителей, требующий теплоснабжения для бытовых целей. Соответствующую тепловую нагрузку турбоустановок обоих этих видов КЭС можно условно считать расходом тепловой энергии на собственные нужды, так как отпуск теплоты в данном случае незначителен.
Если ТЭЦ работает на ядерном топливе, то ее называют атомной теплоэлектроцентралью (АТЭЦ).
Могут также строиться атомные станции теплоснабжения (АСТ) и атомные станции промышленного теплоснабжения (АСПТ). АСТ и АСПТ не являются электрическими станциями, так как отпускают только тепловую энергию, т.е. это по существу атомные котельные – аналоги обычных котельных на органическом топливе.
По установленной электрической мощности ТЭС принято подразделять на три категории:
- ТЭС большой мощности (более 1000 МВт);
- средней (от 100 до 1000);
- малой (менее 100).


7. Как классифицируются электростанции по степени загрузки? К какому типу электростанций по этому признаку относятся ГРЭС, ТЭЦ, АЭС, ГЭС?

По степени загрузки электростанции или энергоблоки могут быть:
- базовыми (число часов использования установленной мощности составляет 6000-7500 часов в год);
- полубазовыми (4000-6000);
- полупиковыми (2000-4000);
- пиковыми (до 2000 часов в год).
АЭС покрывают базовую электрическую нагрузку, для чего имеется ряд причин.
Во-первых, удельные капитальные затраты на строительство АЭС существенно превышают этот показатель для ТЭС на органическом топливе. Это требует максимальной загрузки оборудования для обеспечения конкурентоспособности атомной энергетики.
Во-вторых, изменения мощности реактора могут привести к перерасходу ядерного топлива в связи с повышенным отравлением ксеноном (Хе) при переменных нейтронных потоках.
Дело в том, что изотоп Хе-135 (с массовым числом 135) имеет аномально высокую способность поглощать нейтроны, что уменьшает долю нейтронов, вызывающих деление ядер урана.
Более того, при значительном быстром падении мощности реактор может попасть в так называемую «иодную яму». Это явление связано с ростом концентрации Хе-135. Он появляется в активной зоне реактора вследствие радиоактивного распада иода (J), который, в свою очередь, образуется из теллура (Te), составляющего несколько процентов от всех осколков деления урана.
Периоды полураспада Te, J и Хе составляют примерно 2 минуты, 10 и 13 часов соответственно (период полураспада – это время, за которое самопроизвольно претерпевает радиоактивный распад 50% вещества).
Отсюда видно, что при резком сбросе мощности, а, значит, и уменьшении нейтронного потока накопление Хе-135 из иода будет все равно интенсивно продолжаться еще несколько десятков часов. При этом выгорание ксенона в нейтронном поле (с превращением Хе-135 в Хе-136, не являющийся «отравителем») значительно уменьшится, поскольку оно зависит от плотности потока нейтронов.
Следовательно, до возвращения реактора на прежнюю мощность эксплуатационный персонал будет вынужден переждать несколько суток, в течение которых произойдет естественный распад Хе-135, т.е. реактор самостоятельно выйдет из «иодной ямы». Можно и не ждать, а начать подъем из активной зоны регулирующих стержней с борным поглотителем, что компенсирует ксенонное отравление, - но это означает повышенный расход ядерного топлива.
Гидроэлектростанции (ГЭС) работают, как правило, в пиковом режиме. Такую возможность ГЭС получают за счет накопления воды в водохранилище перед плотиной в периоды спада нагрузки. Наличие ГЭС в энергосистеме позволяет более рационально использовать электростанции других типов при постоянно изменяющихся электрических нагрузках.
ГРЭС могут покрывать различные нагрузки. Энергоблоки мощных ГРЭС целесообразно использовать преимущественно в базовом режиме. Для покрытия пиковых нагрузок могут предусматриваться отдельные агрегаты с повышенной маневренностью (с ускоренным пуском и набором мощности). Режимы работы ГРЭС во многом зависят от состава электрогенерирующих мощностей в энергосистеме и характера электрической нагрузки в регионе. Например, некоторые сибирские ГРЭС могут работать практически постоянно в базовом режиме, т.к. в Сибири, с одной стороны, имеются мощные гидроэлектростанции для покрытия пиковых нагрузок, а, с другой стороны, расположены крупные энергоемкие предприятия с непрерывным круглосуточным циклом производства, например, алюминиевые заводы.
Величина текущей электрической нагрузки ТЭЦ зависит от расхода пара в регулируемые отборы теплофикационных турбин, т.е. от текущего отпуска тепловой энергии. Нагрузку ТЭЦ по своему характеру можно назвать вынужденной, так как расход пара в отопительные отборы определяется температурой наружного воздуха.
ТЭС в целом и отдельные агрегаты на ТЭС, имеющие более высокие показатели тепловой экономичности, должны нагружаться больше.
В качестве примера рассмотрим состав энергосистемы Республики Татарстан. В ОАО «Татэнерго» входят:
- 2 ГРЭС (Заинская, Уруссинская);
- 6 действующих ТЭЦ (Казанские ТЭЦ-1, 2, 3; Нижнекамские ТЭЦ-1, 2; Набережно-Челнинская ТЭЦ) и 1 строящаяся (Елабужская);
- 1 ГЭС (Нижнекамская).
Кроме того, на территории Татарстана находится строительная площадка Татарской АЭС, строительство которой было остановлено.


8. Как классифицируются ТЭС по начальным параметрам водяного пара? К какому типу электростанций по этому признаку могут относиться ГРЭС, ТЭЦ, АЭС?

Из рис. 3 видно, что с увеличением давления, при котором происходит нагрев воды и водяного пара, испарительный участок (на рисунке он выделен стрелками) становится все меньше. Давление 22,4 МПа, при котором этот участок полностью исчезает и, следовательно, превращение воды в пар происходит скачкообразно, называется критическим - Ркр.
Точка К на рис. 3 называется критической точкой воды и водяного пара. Температура Tкр в этой точке называется критической и составляет примерно 374 оС.
В связи с этим все ТЭС с пароводяным циклом подразделяются на два типа по начальным параметрам рабочего тела:
- ТЭС с докритическим давлением; в отечественной теплоэнергетике в


13 EMBED Equation.3 1415














Рис. 3. Процесс изобарного нагрева воды и водяного пара при различных давлениях

настоящее время практически все турбины докритических параметров имеют начальное давление 12,75 МПа (130 атм), на некоторых ТЭЦ сохранились также турбины с давлением свежего пара 8,8 МПа (90 атм);
- ТЭС со сверхкритическим давлением (СКД); начальное давление пара на них составляет 23,5 МПа (240 атм); часто вместо аббревиатуры СКД используется СКП, что означает сверхкритические параметры, поэтому энергоблок СКД может быть также назван энергоблоком СКП.
На современных ГРЭС используются турбоустановки СКП, а также дорабатывают свой срок службы энергоблоки с начальным давлением пара 130 атм.
Почти все турбины ТЭЦ имеют начальное давление 130 атм. В отдельных случаях продолжается эксплуатация 90-атмосферных агрегатов. На наиболее крупных ТЭЦ есть турбоустановки Т-250-240 с давлением 240 атм.
АЭС с реакторами на тепловых нейтронах (ВВЭР, РБМК и др.) имеют турбины среднего давления, рассчитанные на начальное давление пара 60-65 атм, а на АЭС с реакторами на быстрых нейтронах (РБН) могут использоваться обычные турбины ГРЭС.

9. Чем отличаются блочные и неблочные (с поперечными связями) тепловые схемы ТЭС? Каковы их достоинства и недостатки? Как выбирается структура тепловой схемы электростанции?

По своей структуре тепловые схемы ТЭС могут быть двух типов:
- блочными, когда все основное и вспомогательное оборудование каждой турбоустановки ТЭС не имеет технологических связей с другими турбоустановками, т.е. каждая турбина имеет снабжение паром только от своих котлов; если за турбиной закреплен единственный котел, то такой энергоблок называется моноблоком, если два котла, то дубль-блоком;
- неблочными, что означает совместное снабжение паром группы турбин от группы общих котлов через общую магистраль пара; линии питательной воды этих котлов тоже соединяются; неблочную схему также называют схемой с поперечными связями.
Основные достоинства блочной схемы:
- блочные ТЭС дешевле неблочных, так как уменьшается количество трубопроводов и арматуры;
- облегчается управление энергоблоком и его автоматизация; работа блока не влияет на соседние блоки;
- ТЭС с блочной схемой удобнее расширять, прежде всего турбоустановками более высоких параметров.
Главным достоинством электростанции с неблочной схемой является то, что требования к ней по надежности меньше, причем здесь может иметься «скрытый» резерв пара.
Одним из наиболее важных обстоятельств, которые учитываются при выборе структуры тепловой схемы, является наличие или отсутствие промежуточного перегрева пара. Схемы с промперегревом должны быть блочными, так как неблочная схема в этом случае была бы слишком усложнена.
Следовательно, на ГРЭС с начальным давлением пара 130 атм, а также на ГРЭС и ТЭЦ со сверхкритическими параметрами (240 атм) должна применяться только блочная схема.
Для ТЭЦ с давлением острого пара не более 130 атм характерны неблочные схемы, но в зависимости от состава и назначения оборудования возможно сочетание на одной ТЭЦ обеих тепловых схем одновременно.
На АЭС используются только блочные схемы - как из-за наличия промперегрева пара, так и по соображениям безопасности реакторной установки.


II. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ


10. Что такое технологическая схема ТЭС? Что включает в себя технологическая схема пылеугольной ТЭС? Какое оборудование ТЭС и АЭС считается основным, а какое вспомогательным?

Технологическая схема ТЭС отражает общую последовательность и взаимосвязь технологических процессов, осуществляемых на электростанции для производства и отпуска электрической и тепловой энергии.
На рис. 4 приведена упрощенная технологическая схема пылеугольной электростанции.



















Рис. 4. Технологическая схема пылеугольной ТЭС
Эту технологическую схему можно разделить на две основные части – топливно-газо-воздушный тракт (ТГВТ) и пароводяной тракт (ПВТ). Центральным элементом схемы является парогенератор, который входит одновременно в состав и ТГВТ, и ПВТ.
ТГВТ включает в себя:
- топливное хозяйство (ТХ), в том числе приемно-разгрузочные и транспортные устройства, склады топлива, топливопроводы и др.;
- устройства подготовки топлива к сжиганию (ПТ);
- тягодутьевую установку в составе дутьевых вентиляторов (ДВ), дымососов (ДС) и дымовых труб (ДТ);
- золоуловители (ЗУ) и систему золошлакоудаления (ЗШУ).
В состав ПВТ входят:
- турбина (Т), находящаяся на одном валу с электрогенератором (ЭГ);
- конденсаторы (К) с конденсатными насосами первой (КН1) и второй (КН2) ступени и конденсатоочисткой (КО);
- подогреватели высокого (ПВД) и низкого (ПНД) давления;
- деаэратор (Д) с бустерным (БН) и питательным (ПН) насосами;
- система технического водоснабжения (СТВ) с циркуляционными насосами (ЦН);
- химводоочистка (ХВО) для подготовки добавочной воды;
- сетевые подогреватели (СП) для снабжения тепловой энергией внешних потребителей (ТП на рис. 4 – это тепловой потребитель).
В свою очередь, ПВТ можно условно разделить на три участка:
- конденсатный тракт – от конденсатора до деаэратора;
- питательный тракт – от деаэратора до парогенератора (а весь путь рабочего тела от конденсатора до парогенератора называют конденсатно-питательным трактом);
- паровой тракт – от парогенератора до конденсатора.
На ТЭС, работающей на органическом топливе, к основному оборудованию относят турбины и котлы, а на АЭС – реакторы, парогенераторы и турбины. Остальное оборудование ТЭС и АЭС считается вспомогательным.


11. Как происходит процесс преобразования энергии на ТЭС, работающей на органическом топливе?

Преобразование энергии на ТЭС, работающей на угле, мазуте, природном газе или других видах органического топлива, происходит следующим образом:
- химическая энергия, заключенная в органическом топливе, в процессе горения топлива в топочной камере котла превращается в тепловую энергию котельных газов;
- за счет высокой температуры в котле происходит нагрев и испарение воды в теплообменных трубах, а затем перегрев образовавшегося пара; при этом тепловая энергия котельных газов преобразуется в потенциальную механическую энергию сжатого пара;
- в турбине пар расширяется, и потенциальная механическая энергия сжатого пара превращается в кинетическую механическую энергию движущегося пара;
- давление движущегося пара на лопатки турбины приводит во вращение ротор турбины и электрогенератора, следовательно, кинетическая механическая энергия движения пара преобразуется в кинетическую механическую энергию вращения ротора;
- вращение ротора электрогенератора приводит к возникновению электродвижущей силы (ЭДС) в обмотках статора, что означает преобразование кинетической механической энергии вращения ротора в электрическую энергию.


12. Как осуществляется подготовка топлива на электростанциях, работающих на угле, мазуте, природном газе, и на АЭС?

Подготовка угля к сжиганию включает в себя следующие стадии:
- взвешивание на вагонных весах и разгрузка с помощью вагоноопрокидывателей; если уголь при транспортировке смерзся, то используются размораживающие устройства;
- удаление посторонних предметов и грубое (первичное) измельчение, т. е. дробление угля до кусков размером 50-150 мм;
- временное хранение на складе; запасы угля должны обеспечивать работу ТЭС в течение 7-30 суток в зависимости от расстояния транспортировки топлива от мест добычи до станции;
- тонкое (вторичное) измельчение угля молотковыми дробилками до размера не более 25 мм и подача в бункер в главном здании электростанции.
При подготовке мазута к сжиганию выполняются следующие операции:
- взвешивание и слив из цистерн; для ускорения слива может осуществляться подогрев мазута паром с целью уменьшения вязкости топлива; запасы мазута на станции создаются на срок до 15 суток работы ТЭС в зависимости от способа транспортировки топлива (по железной дороге или по трубопроводам) и характера его использования (в качестве основного, резервного или аварийного топлива);
- очистка предварительно подогретого мазута и подача в форсунки котла.
Подготовка к сжиганию природного газа требует только регулирования его давления на газораспределительном пункте (ГРП). Давление газа перед ГРП может быть порядка 10 атм, а перед подачей в котел оно уменьшается примерно в 10-15 раз.
Ядерное топливо поступает на АЭС в виде тепловыделяющих элементов (твэлов), собранных в топливные кассеты. Доставленное в специальных вагонах топливо освобождается от упаковки, после чего осуществляется контроль его годности, в том числе проверяется герметичность твэлов. До плановой загрузки в реактор ядерное топливо хранится на специальном складе.


13. Каково назначение дутьевого вентилятора, регенеративного воздухоподогревателя, дымососа, золоуловителя, дымовой трубы? Как производится золошлакоудаление на пылеугольной ТЭС?

Дутьевой вентилятор (ДВ) на пылеугольной ТЭС предназначен для подачи воздуха в топочную камеру котла, где кислород, содержащийся в воздухе, участвует в химической реакции горения органического топлива. Это позволяет увеличить скорость процесса и повысить удельную плотность энерговыделения, что дает возможность уменьшить габариты котла при заданной мощности.
В регенеративном воздухоподогревателе (РВП) уходящие котельные газы отдают теплоту свежему воздуху, поступающему в топку, что повышает общий КПД котельной установки и станции в целом.
Дымосос (ДС) имеется на пылеугольных ТЭС. Он предназначен для принудительного удаления продуктов сгорания из котла и преодоления сопротивления фильтров золоуловителя (ЗУ), очищающего уходящие газы от золы.
Дымовые трубы (ДТ) ТЭС обеспечивают рассеивание летучих продуктов сгорания органического топлива на большие расстояния и тем самым снижение приземных концентраций вредных веществ – окиси углерода, окислов азота, серы и т.д.
На пылеугольных станциях обеспечивается золошлакоудаление (ЗШУ), т.е. транспортировка твердых продуктов горения топлива на золошлакоотвал механическим, пневматическим или гидравлическим способом. Последний означает гидрозолошлакоудаление, осуществляемое путем смешивания шлака и золы с сырой (технической) водой и направления багерным насосом образовавшейся смеси (пульпы) по специальным пульпопроводам на золошлакоотвалы (ЗШО). При строительстве ТЭС на твердом топливе нужно предусмотреть места для ЗШО, рассчитанные не менее чем на 25 лет работы станции.
Очевидно, что с увеличением мощности котельных агрегатов появляется необходимость многократного использования воды в системе гидрозолошлакоудаления. Для этого вода, использованная для транспортировки золы и шлака, осветляется с помощью отстойных прудов или дренажных систем на территории ЗШО и заново направляется для пульпообразования.


III. ПОКАЗАТЕЛИ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ


14. Какие потери энергии учитывает термический КПД цикла рабочего тела? Каковы основные способы повышения термического КПД цикла?

На паротурбинных ТЭС используется цикл рабочего тела, который называется циклом Ренкина.
На рис. 5 показаны схема простейшей паротурбинной установки и цикл Ренкина на перегретом паре (участок 1-2 - расширение пара в турбине, 2-3 – конденсация отработавшего пара в конденсаторе, 3-4 – нагрев воды в насосе, 4-5, 5-6 и 6-1 – экономайзерный, испарительный и пароперегревательный участки парогенератора соответственно).
а) б)
13 SHAPE \* MERGEFORMAT 1415

Рис. 5. Схема простейшей паротурбинной установки (а) и цикл Ренкина на перегретом паре (б)

Площади фигур в цикле Ренкина соответствуют:
- S127834561 – подведенной теплоте к циклу в горячем источнике, т.е. в парогенераторе;
- S27832 – отведенной теплоте от цикла в холодном источнике, т.е. в конденсаторе;
- S1234561 – полезной работе в цикле.
Термический КПД цикла Ренкина
·t есть отношение полезной работы к подведенной теплоте, а поскольку полезная работа равна разности между подведенной и отведенной теплотой, то можно сделать вывод, что КПД цикла рабочего тела учитывает потерю энергии в холодном источнике.
Основными способами повышения термического КПД цикла Ренкина являются:
- увеличение начальных и снижение конечных параметров рабочего тела, так как при этом возрастает полезная работа и уменьшается отвод теплоты в холодном источнике;
- осуществление промежуточного перегрева пара, что означает подвод дополнительной теплоты в горячем источнике без увеличения отвода теплоты в холодном источнике;
- регенеративный подогрев питательной воды парогенератора отбираемым из турбины паром, что приводит к уменьшению расхода пара в конденсатор и, следовательно, к снижению потерь теплоты в холодном источнике.


15. Какие потери энергии учитывают внутренний относительный КПД турбины, механический КПД турбины и электромеханический КПД генератора? Что такое абсолютный электрический КПД турбогенераторной установки?

На рис. 6 показан процесс расширения пара в турбине в i-s-диаграмме. Внутренний относительный КПД турбины
·оi равен отношению использованного теплоперепада в реальном цикле Hi к теплоперепаду в идеальном цикле Hа (эта величина также называется располагаемым или адиабатическим теплоперепадом).
13 SHAPE \* MERGEFORMAT 1415


Рис. 6. Теплоперепад в адиабатическом (идеальном) и реальном процессе расширения пара в турбине

Hi всегда меньше Hа из-за следующих потерь энергии, которые учитывает величина
·оi:
- потери энергии в паровпускных трубах и регулирующих устройствах на входе пара в турбину;
- потери энергии потоком рабочего тела в проточной части турбины из-за ее несовершенства;
- потери энергии с выходной скоростью;
- потери энергии из-за протечек пара через уплотнения.
Механический КПД турбины
·м учитывает потери энергии от трения в подшипниках и затраты энергии на системы регулирования и смазки.
Электромеханический КПД генератора
·г учитывает механические потери от трения и электрические потери от вихревых токов.
Турбогенераторная установка (ТГУ) – это совокупность турбоустановки и электрогенератора, а турбоустановка (т/у) включает в себя турбину и вспомогательное оборудование – конденсатор, ПНД, ПВД, деаэратор, насосы и другие элементы тепловой схемы.
Абсолютный электрический КПД турбогенераторной установки
·э равен произведению четырех КПД -
·t,
·оi,
·м и
·г. Следовательно,
·э учитывает все потери энергии, учитываемые этими четырьмя КПД.


16. Какие потери энергии учитывает КПД тепловой электростанции в целом? Чем отличаются КПД станции брутто и нетто?

КПД тепловой электростанции в целом
·с равен произведению трех КПД -
·э, КПД парогенератора
·пг и КПД транспорта теплоты
·тр (величина
·тр может иметь другое название – КПД трубопроводов). Отсюда видно, что
·с учитывает суммарные потери энергии в турбогенераторной установке, парогенераторе и трубопроводах.
Вышеназванный КПД ТЭС в целом – это КПД станции брутто, т.е. 13 EMBED Equation.3 1415.
Часть электроэнергии, вырабатываемой ТЭС и АЭС, расходуется на собственные нужды электростанции – на привод различных насосов, подготовку пылеугольного топлива к сжиганию, освещение цехов и т.д. Это обстоятельство учитывает КПД станции нетто 13 EMBED Equation.3 1415, равный произведению 13 EMBED Equation.3 1415 на величину (1 - Ксн), где Ксн – это доля расхода электроэнергии на собственные нужды, составляющая обычно от 4 до 10% общей мощности электростанции.


17. Что такое условное топливо? Введите понятия: удельный расход пара на турбину, удельный расход теплоты на турбоустановку, удельный расход условного топлива электростанции.

Для сопоставления запасов и расхода различных видов энергоресурсов (органическое топливо, гидроэнергия, ядерное топливо и др.) используется условное топливо, имеющее теплотворную способность 29310 кДж/кг (7000 ккал/кг). Это позволяет сравнивать между собой тепловую экономичность электростанций, использующих разные виды первичной природной энергии.
Удельный расход пара на турбину – это расход свежего пара на единицу произведенной электроэнергии, кг/кВт·ч.
Удельный расход теплоты на турбоустановку – это расход теплоты топлива на единицу произведенной электроэнергии. Данная величина является безразмерной.
Удельный расход условного топлива электростанции – это расход условного топлива на единицу произведенной электроэнергии, гут/кВт·ч (гут – 1 грамм условного топлива).


18. Опишите возможные способы теплоэлектроснабжения потребителей. Какие существуют показатели тепловой экономичности ТЭЦ? Что такое коэффициент теплофикации, как он зависит от температуры наружного воздуха?

Существует два основных способа теплоэлектроснабжения потребителей:
- на базе комбинированного производства тепловой и электрической энергии (КПТЭ) турбинами ТЭЦ;
- раздельная схема теплоэлектроснабжения, когда потребитель получает электроэнергию от энергосистемы, а тепловую энергию – от районной котельной.
Производство электроэнергии теплофикационными турбинами ТЭЦ обеспечивает более высокие показатели тепловой экономичности по сравнению с КЭС, ибо на ТЭЦ часть работавшего в турбине пара отдает при конденсации свою теплоту не в окружающую среду, а тепловым потребителям.
Тепловая экономичность ТЭЦ характеризуется следующими показателями:
- КПД ТЭЦ по производству электроэнергии, равный отношению электрической мощности к расходу теплоты топлива на выработку электрической энергии;
- КПД ТЭЦ по производству теплоты, равный отношению отпуска теплоты потребителям к расходу теплоты топлива на выработку тепловой энергии; этот КПД учитывает только потери в сетевых подогревателях и трубопроводах;
- удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении, равная отношению теплофикационной электрической мощности (т.е. той части общей электрической мощности, которая обеспечивается паром, не доходящим до конденсатора) к расходу теплоты топлива на выработку тепловой энергии.
При значительном возрастании тепловой нагрузки ТЭЦ может покрывать ее не только за счет отборов турбин, но и с помощью пиковой котельной. Коэффициент теплофикации
·ТЭЦ показывает, какую долю суммарной тепловой нагрузки ТЭЦ покрывает за счет отборов турбин. В наиболее холодное время года
·ТЭЦ уменьшается, так как возрастает доля тепловой нагрузки ТЭЦ, покрываемая за счет пиковой котельной.


IV. ВЫБОР НАЧАЛЬНЫХ И КОНЕЧНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПАРА


19. Как выбираются начальные параметры пара на ТЭС, чем они ограничены? Что такое равнопрочные начальные параметры пара? Каковы начальные параметры пара в отечественной теплоэнергетике?

На ТЭС на органическом топливе используется цикл перегретого пара, а на АЭС с реакторами на тепловых нейтронах (РТН) – цикл насыщенного пара. Это связано с тем, что в РТН в качестве основного конструкционного материала активной зоны используются сплавы на основе циркония. Они позволяют уменьшить вредное поглощение нейтронов по сравнению с различными марками сталей, но выдерживают температуру не более 340-350 оС. Это меньше критической температуры водяного пара, равной примерно 374 оС, а при докритических параметрах КПД цикла насыщенного пара больше, чем цикла перегретого пара (рис. 7).

Т, К















Рис. 7. Цикл Ренкина на насыщенном (сплошные линии) и перегретом (пунктирные линии) паре при докритических начальных параметрах пара

Начальные параметры пара – это его давление Po и температура To на входе в турбину. Отметим, что для цикла насыщенного пара можно выбирать только начальное давление, поскольку давление насыщения однозначно определяет температуру рабочего тела.
Повышение начальных параметров пара является одним из главных способов увеличения термического КПД цикла.
Чем выше принимаемая начальная температура, тем ниже должно быть давление - по условию надежности металла. Парные значения Po и To, обеспечивающие одинаковую прочность энергооборудования, называются равнопрочными начальными параметрами рабочего тела.
При выборе начального давления пара принимают во внимание следующие факторы:
- увеличение начального давления пара до уровня примерно 30 МПа приводит к заметному повышению термического КПД цикла Ренкина, дальнейший рост Po слабо влияет на
·t и даже приводит к его уменьшению при очень высоких давлениях (рис. 8, 9);
- с ростом Po происходит уменьшение
·оi из-за повышения конечной влажности пара (рис. 10);
- при повышении Po плотность пара увеличивается и, следовательно, высота лопаток уменьшается, что ведет к снижению
·оi вследствие роста относительных потерь, обусловленных проходом пара через зазоры в турбинной ступени (т.е. концевых потерь);
- чем выше Po, тем меньше размеры агрегатов (в связи с более высокой плотностью рабочего тела), но металлоемкость оборудования в целом возрастает из-за увеличения толщины стенок (для обеспечения прочности).


i, 13 EMBED Equation.DSMT4 1415




линия насыщения

13 EMBED Equation.DSMT4 1415



S,13 EMBED Equation.DSMT4 1415


Рис. 8. Зависимость адиабатического теплоперепада от начального давления

Поскольку рассмотренные выше факторы оказывают неоднозначное влияние на выбор начального давления, оптимальная величина Po определяется на основе технико-экономического анализа. В результате этого в настоящее время в отечественной теплоэнергетике начальное давление для турбоустановок с промперегревом составляет, как правило, 23,5 МПа (240 атм), а при отсутствии промперегрева – 12,75 МПа (130 атм).
Теперь обратимся к выбору начальной температуры пара на ТЭС. Из рис. 11 видно, что с ее ростом
·t все время увеличивается. Но величина To

13 EMBED Equation.DSMT4 1415










30 50

Рис. 9. Зависимость термического КПД цикла Ренкина от начального давления





·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·Рис. 10. Зависимость конечной влажности пара от начального давления

ограничена термической стойкостью конструкционных материалов: стали перлитного класса выдерживают температуру до 540 оС, нержавеющие стали - 600-650 оС. В связи с этим начальная температура пара на современных ТЭС составляет в настоящее время 540 оС.
Отметим также, что повышение To ведет и к увеличению
·оi по следующим причинам:
- с ростом начальной температуры пара снижается его конечная влажность (рис. 11);

·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
Рис. 11. Влияние начальной температуры пара на термический КПД цикла Ренкина и конечную влажность пара

- возрастание To приводит к снижению плотности рабочего тела, а ранее было показано, что это увеличивает высоту лопаток и тем самым уменьшает концевые потери в проточной части турбины.
В заключение назовем основные этапы роста начальных параметров пара на отечественных электростанциях:
- давление 3,5 МПа и температура 435 оС; таких турбоустановок, где применяется углеродистая сталь, практически не осталось;
- 8,8 МПа (90 атм) и 535 оС; данная температура близка к предельно допустимой для сталей перлитного класса; оборудование с такими параметрами пока еще встречается на электростанциях, но является сильно устаревшим;
- 12,75 МПа и 540 оС; переход от 8,8 МПа/535 оС к 12,75 МПа/540 оС позволил уменьшить удельный расход теплоты на 12-14%;
- 23,5 МПа и 540 оС; увеличение параметров с 12,75 МПа/540 оС до 23,5 МПа/540 оС дает экономию теплоты еще примерно 4-5%;
- при использовании нержавеющих сталей возможно дальнейшее возрастание начальных параметров, например, до 30 МПа/650 оС, что позволяет еще на 4-5% повысить тепловую экономичность.


20. К каким последствиям может привести чрезмерная влажность пара в турбине? Что такое сопряженные начальные параметры пара? Почему современные турбины без промперегрева имеют начальное давление пара не выше 12,75 МПа?

Влажность пара
· означает массовую долю воды во влажном паре, а сухость пара х = 1 -
·. Например, для сухого насыщенного пара
· = 0, х = 1 (или 100%). Чрезмерная влажность пара может привести к повышенной эрозии турбинных лопаток, т.е. к механическому износу вследствие соударения капелек влаги с металлом. Особенно это опасно для лопаток последней ступени турбины, поскольку концевые части этих лопаток имеют максимальную окружную скорость. В связи с этим величина конечной влажности пара
·к не должна превышать предельно допустимых значений – например, 12-14% для атомных турбин насыщенного пара.
Из рисунков 10 и 11 видно, что увеличение начального давления и начальной температуры оказывает противоположное влияние на
·к. Следовательно, существует бесконечное множество парных значений Po и To, обеспечивающих допустимую конечную влажность пара 13 EMBED Equation.DSMT4 1415(рис. 12) –

13 SHAPE \* MERGEFORMAT 1415


Рис. 12. Сопряженные начальные параметры пара

например, 20 МПа и 600 оС. Такие пары начального давления и начальной температуры называются сопряженными начальными параметрами пара.
Поскольку максимально допустимая начальная температура пара на отечественных ТЭС сейчас составляет 540 оС, то можно определить сопряженное с этой температурой начальное давление пара на входе в турбину: Po = 12,75 МПа (130 атм). Это наибольшее давление, при котором еще не превышается допустимая конечная влажность. Дальнейшее увеличение начального давления сверх сопряженного значения требует наличия промперегрева пара.


21. Какие факторы влияют на выбор конечных параметров пара? Что такое кратность охлаждения в конденсаторе? Каково конечное давление пара на ТЭС и АЭС?

Конечные параметры пара – это его давление Pк и температура Tк в конденсаторе. Поскольку в конденсаторе турбины происходит процесс конденсации пара, т.е. фазовый переход, то конечное давление однозначно определяется величиной Tк (это температура насыщения при давлении Pк). Поэтому достаточно выбрать только один из двух начальных параметров, и обычно это Pк.
Чем ниже конечное давление, т.е. чем глубже вакуум в конденсаторе, тем больше теплоперепад на турбину и тем выше мощность и КПД электростанции.
Tк - это температура, при которой конденсируется отработавший в турбине пар. Она (а, стало быть, и величина Pк) зависит от температуры охлаждающей воды и температурного напора
·t в стенках трубок конденсатора.
Охлаждающую воду еще называют циркуляционной или технической (сырой) водой. Ее температура зависит от погодных условий и типа системы технического водоснабжения – прямоточной или оборотной.
Величина
·t определяется следующими факторами:
- выбор материала поверхности теплообмена; с точки зрения обеспечения высокой теплопроводности при небольшой скорости коррозии и умеренной стоимости оптимальным вариантом для конденсатора оказались латунные трубки;
- чистота поверхности теплообмена; во многих случаях этот фактор имеет особое значение, ибо в трубках может циркулировать неочищенная охлаждающая вода из природного водоисточника, а образование на внутренних поверхностях конденсаторных трубок малотеплопроводных накипей существенно ухудшает условия теплообмена;
- расход охлаждающей воды; чем он больше, тем выше коэффициент теплопередачи через стенки трубок конденсатора и тем ниже температура, а, значит, и давление, при котором конденсируется пар.
Выбор величины температурного напора в конденсаторе осуществляется путем технико-экономического анализа, поскольку возрастание
·t ведет, с одной стороны, к ухудшению вакуума, но, с другой стороны, уменьшает размеры теплообменной поверхности конденсатора. Кроме того, для снижения
·t необходимо увеличивать расход охлаждающей воды и, как следствие, долю расхода электроэнергии на собственные нужды электростанции.
Отношение расхода охлаждающей воды к расходу пара через конденсатор называется кратностью охлаждения. Очевидно, что существует оптимальное значение этого показателя – по тем же причинам, что и для величины
·t. Обычно кратность охлаждения составляет 40-50.
Со снижением конечного давления возрастают энергетические потери с выходной скоростью из-за уменьшения плотности и увеличения объема отработавшего пара при неизменном сечении выхлопа турбины. Однако это обстоятельство уступает по своей значимости фактору зависимости мощности турбоагрегата от глубины вакуума в конденсаторе.
Выбор конечного давления связан также с числом оборотов турбины. Эрозионный износ лопаток последней ступени зависит от их высоты, а она – от пропуска пара. Поэтому для АЭС с реакторами на тепловых нейтронах, где начальные параметры рабочего тела невысоки и поэтому удельный расход пара примерно в 1,9 раза выше, чем на обычных ТЭС на органическом топливе, желательны тихоходные турбины (1500 об/мин) и несколько повышенное давление пара на выхлопе. Это обеспечивает уменьшение окружной скорости концевых частей лопаток как за счет снижения числа оборотов, так и вследствие сокращения объемного расхода пара.
Обычными являются следующие значения конечного давления пара: на ТЭС на органическом топливе – порядка 3,5 кПа, а на АЭС на тепловых нейтронах – 4,5-6 кПа.


22. Какие существуют способы расширения действующих электростанций турбоустановками высоких параметров? Каковы достоинства и недостатки этих способов?

Расширение действующих электростанций производится с целью:
- увеличения общей мощности;
- улучшения показателей тепловой экономичности.
Возможны два способа расширения – пристройка и надстройка.
Пристройка осуществляется путем ввода в эксплуатацию новой отдельной турбоустановки с более высокими энергетическими показателями по сравнению с существующей частью электростанции. При этом средний по станции удельный расход условного топлива несколько снижается.
Надстройка означает установку новой турбины высоких параметров, которая имеет противодавление, позволяющее отработавшему пару этой турбины продолжить свое расширение в существующей турбине, рассчитанной на меньшие начальные параметры. Таким образом, новая турбина является предвключенной по отношению к имеющейся.
Надстройка может быть полной или частичной – в зависимости от того, какая доля пара, требуемого прежней турбиной, проходит через новую. При частичной надстройке требуются котлы двух давлений, так как турбина с меньшими начальными параметрами получает какую-то часть необходимого ей пара из противодавления новой турбины, а недостающее количество пара – из котла меньшего давления.
Надстройка позволяет более существенно повысить общий КПД электростанции, так как предвключенная турбина увеличивает полезную работу, но не приводит к росту потерь энергии в холодном источнике.
Достоинством другого варианта расширения станции является то, что пристройка, в отличие от надстройки, дает возможность увеличить тепловую нагрузку за счет ввода в действие новых теплофикационных турбин.



V. ПРОМЕЖУТОЧНЫЙ ПЕРЕГРЕВ ПАРА


23. Каково назначение промежуточного перегрева пара? Как он осуществляется на ТЭС и АЭС? Сравните эффективность промперегрева на КЭС и ТЭЦ.

Промежуточный перегрев пара осуществляется с целью предотвращения недопустимой конечной влажности пара и повышения внутреннего относительного КПД тех отсеков турбины, которые расположены после промперегрева (рис. 13).

13 SHAPE \* MERGEFORMAT 1415
Рис. 13. Влияние промперегрева на конечную влажность пара (13 EMBED Equation.DSMT4 1415– конечная влажность пара в цикле с промперегревом)

При высоких давлениях промперегрева он позволяет еще и повысить термический КПД цикла рабочего тела (рис. 14), причем выигрыш в тепловой экономичности тем больше, чем раньше пар поступает в промпароперегреватель.
Рассмотрим, как осуществляется промперегрев пара.
На ГРЭС (т.е. на КЭС с циклом перегретого пара) возможны два способа промперегрева - газовый в газоходах котла и паровой острым паром.

















Рис. 14. Влияние давления промперегрева на термический КПД цикла Ренкина

В основном применяется газовый промперегрев, обеспечивающий более высокую тепловую экономичность электростанции, но при паровом варианте снижается длина трубопроводов и упрощается котельная установка.
На АЭС с реакторами на тепловых нейтронах (а это КЭС с циклом насыщенного пара) используется только паровой промперегрев начальным паром (возможен также вариант с использованием для промперегрева и начального пара, и пара из первого отбора турбины). Это объясняется тем, что в случае направления пара после ЦВД на промперегрев непосредственно в ядерный реактор может произойти снижение надежности реакторной установки из-за ее усложнения и появления дополнительных отверстий в корпусе реактора. В целях уменьшения расхода острого пара промперегреву должна предшествовать механическая сепарация влажного пара после ЦВД. Отделение влаги в сепараторе происходит при соударении капелек воды с поверхностями волнообразно изогнутых листов (жалюзи), набранных в пакеты. Это обеспечивает сухость пара примерно 99%. Дальнейшее осушение производится в процессе промперегрева. Сепаратор располагается в одном корпусе с паро-паровой теплообменной поверхностью промпароперегревателя (рис. 15). Потеря давления в сепараторе-промпароперегревателе (СПП) обычно составляет 4-6%.

13 SHAPE \* MERGEFORMAT 1415
Рис. 15. Схема включения сепаратора-промпароперегревателя

Турбины ТЭЦ не имеют промперегрева, за исключением:
- агрегатов сверхкритического давления Т-250-240, где промперегрев необходим для уменьшения конечной влажности пара;
- турбин Т-180/210-130, выполненных на базе К-200-130; здесь основной целью промперегрева является увеличение КПД и мощности турбоустановки.
Способ осуществления промперегрева на ТЭЦ такой же, как на ГРЭС.
Эффективность промперегрева на ТЭЦ меньше, чем на КЭС, так как теплофикационные турбины имеют меньший расход пара в конденсатор. К тому же промперегрев может привести к повышению параметров пара для теплового потребителя, что снижает величину отбора и увеличивает отвод теплоты в конденсаторе.


24. Как выбирается количество ступеней и давление промперегрева? Почему давление промперегрева на ТЭЦ желательно иметь выше, чем на КЭС?

Одноступенчатый промперегрев дает увеличение термического КПД цикла Ренкина примерно на 4,5-7%. Вторая ступень промперегрева обеспечивает дополнительное повышение этого КПД еще на 1,5-2,5%, и ее появление может быть оправданным только при использовании на ТЭС дорогостоящего топлива или большой установленной мощности электростанции и высокой загрузке электрогенерирующего оборудования.
Покажем, что существует оптимальное значение давления промперегрева Pпп. Действительно, при Pпп = Pо тепловая экономичность цикла не изменяется, поскольку в этом случае промперегрева фактически нет, а при Pпп = Pк мы имеем просто увеличение отвода теплоты в холодном источнике без изменения полезной работы в цикле (рис. 16). Но, с другой стороны, хотя бы при одном значении давления промперегрева (в интервале от Pпп = Pо до Pпп = Pк) КПД должен возрасти. Отсюда вытекает, что зависимость, показанная на рис. 16, обязательно имеет максимум.

13 SHAPE \* MERGEFORMAT 1415

Рис. 16. Выбор давления промперегрева

Оптимальное значение давления промперегрева 13 EMBED Equation.DSMT4 1415 определяется в результате технико-экономического анализа и при одноступенчатом промперегреве может составлять 15-20% от Pо, при двухступенчатом – 25-30% для первой ступени и 6-9% от Pо для второй.
В циклах насыщенного пара выбирается разделительное давление, т.е. давление в сепараторе Pс. Чем оно выше, тем меньше влажность пара на выходе из ЦВД
·с, но тем больше конечная влажность (рис. 17, 18). Это означает, что одной ступени промперегрева может оказаться недостаточно. Данным обстоятельством обусловлены более высокие значения 13 EMBED Equation.DSMT4 1415 и давления в конденсаторе турбин АЭС с реакторами на тепловых нейтронах.

T, K












S, 13 EMBED Equation.DSMT4 1415


Рис. 17. Влияние разделительного давления на влажность пара после ЦВД и конечную влажность (13 EMBED Equation.DSMT4 1415– температурный напор в промпароперегревателе)

13 SHAPE \* MERGEFORMAT 1415
Рис. 18. Определение необходимого числа ступеней промперегрева в цикле насыщенного пара (при
·ДОП2 необходимо не менее двух ступеней промперегрева, при
·ДОП1 – одна)
Оптимальное давление промперегрева на ТЭЦ выше, чем на КЭС. Для теплофикационного потока пара это очевидно, поскольку он расширяется не до конечного давления, а положительное влияние промперегрева на термический КПД цикла Ренкина возрастает с увеличением Pпп (рис. 14). Следовательно, и для всего потока пара оптимальное значение Pпп для теплофикационной турбоустановки выше, чем для конденсационной.


VI. РЕГЕНЕРАТИВНЫЙ ПОДОГРЕВ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ


25. Каково назначение системы регенеративного подогрева питательной воды? Как выбирается количество ступеней подогрева?

Недостатком водяного пара как рабочего тела является очень большая теплота конденсации r при низких давлениях (рис. 19).























Рис. 19. Зависимость теплоты конденсации пара от давления

Это приводит к значительным бесполезным потерям теплоты в конденсаторе. Если же использовать теплоту конденсации пара для
подогрева воды на тракте между конденсатором и парогенератором, то тепловая экономичность установки возрастет. Эту задачу выполняет система регенеративного подогрева питательной воды (более короткое название – система регенерации). Таким образом, назначение системы регенерации – снижение потерь теплоты в холодном источнике за счет подогрева конденсата и питательной воды отборным паром турбины.
На рис. 20 показан цикл Ренкина с регенерацией. Участок 1 – срабатывание части располагаемого теплоперепада в первом отсеке турбины, участок 2 – отвод части теплоты при конденсации отборного пара в регенеративном подогревателе, который является последним по ходу питательной воды перед парогенератором. Если количество ступенек стремится к бесконечности, то получится предельный регенеративный цикл, КПД которого приближается к КПД идеального цикла Карно.









·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
Рис. 20. Цикл Ренкина с регенерацией (13 EMBED Equation.DSMT4 1415и 13 EMBED Equation.DSMT4 1415– конечная влажность пара и термический КПД цикла с регенерацией)

Но в реальных циклах количество ступеней регенеративного подогрева ограничено – обычно их не более 8-10. Дело в том, что добавление каждой следующей ступени дает все меньший выигрыш в тепловой экономичности, и, начиная с какого-то количества подогревателей, он перестает компенсировать рост капитальных затрат.
Кроме того, в реальном цикле на регенеративный подогрев воды отводится из турбины не весь пар, как это показано на рис. 20, а только часть его, но зато эта часть пара конденсируется полностью.
Необходимо также отметить, что отбор пара в систему регенерации уменьшает его расход в конденсатор, что позволяет повысить величину допустимой конечной влажности пара.


26. Как распределяется суммарный подогрев между ступенями? Как определяется оптимальная температура питательной воды парогенератора?

Оптимальная величина подогрева в регенеративном подогревателе равна теплоперепаду между вышерасположенным отбором и отбором на данный подогреватель (для последнего по ходу питательной воды ПВД давления роль вышерасположенного отбора играет вход пара в турбину).
Рассмотрим конкретный пример: имеется 7 регенеративных подогревателей - 4 ПНД и 3 ПВД. Восьмым подогревателем является деаэратор, расположенный между последним ПНД и первым ПВД. Кроме того, в качестве еще одной (т.е. девятой) ступени нагрева рабочего тела до температуры насыщения рассматривается и экономайзерная часть парогенератора.
Таким образом, весь суммарный подогрев воды от энтальпии на выходе из конденсатора до энтальпии насыщенной воды в экономайзере нужно разделить на 9 отрезков. С точки зрения уменьшения капитальных затрат и удобства эксплуатации теплообменных агрегатов можно было бы принять равномерное распределение суммарного подогрева между ступенями, так как при этом достигается унификация оборудования для системы регенерации. При таком распределении подогрева оптимальная температура питательной воды составит:

13 EMBED Equation.3 1415

где z - общее число ступеней подогрева (в нашем примере z = 9), tк и 13 EMBED Equation.3 1415 - температура воды на выходе из конденсатора и температура насыщенной воды в экономайзере соответственно.
На выбор температуры питательной воды парогенератора влияют многие факторы. Например, при ее увеличении возрастают расход свежего пара и радиальные размеры ЦВД турбины, стоимость системы регенерации, расход энергии на привод питательных насосов, но удешевляются конденсаторы и система технического водоснабжения, снижаются радиальные размеры ЦНД и расход энергии на конденсатные насосы. Поэтому на практике оптимальная температура питательной воды определяется в результате технико-экономического анализа и примерно составляет:
- 230 оС для турбоустановок с начальным давлением пара 12,75 МПа;
- 265 оС при Po = 23,5 МПа.


27. Каковы достоинства и недостатки регенеративных подогревателей смешивающего и поверхностного типов? Как определяется расход отборного пара в них и оптимальная величина недогрева?

В регенеративном подогревателе поверхностного типа внутри трубок теплообменной поверхности находится нагреваемая среда - в ПНД это конденсат, а в ПВД – питательная вода. В межтрубное пространство поступает пар из отбора турбины. Он конденсируется, соприкасаясь с более холодными трубками.
Регенеративные подогреватели смешивающего типа еще называют контактными подогревателями. В них нагрев воды осуществляется при ее смешении с отборным паром. Это означает, что давление в корпусе каждого последующего (по ходу воды) подогревателя больше, чем в предыдущем подогревателе, поскольку давление отборного пара выше. В связи с этим необходимо устанавливать насос после каждой ступени подогрева или же располагать подогреватели на разной высоте для обеспечения естественного перетока воды за счет гидростатического давления (без перекачивающего насоса).
Этого недостатка лишены поверхностные подогреватели, при использовании которых достаточно только двух насосов - конденсатного на всю группу ПНД и питательного для всех ПВД.
В свою очередь, недостатком поверхностных подогревателей является недогрев воды до температуры насыщения отборного пара из-за температурного перепада в стенках трубок. Увеличение недогрева несколько снижает выработку электроэнергии, ибо требуются более высокие параметры отборного пара для обеспечения нужной температуры нагреваемой среды. С другой стороны, уменьшение недогрева приводит к увеличению размеров теплообменной поверхности и, следовательно, стоимости подогревателя. Поэтому оптимальная величина недогрева определяется технико-экономическими расчетами и может составлять от 1,5-2 оС для латуни до 5 оС для нержавеющей стали.
Другим недостатком подогревателей поверхностного типа следует считать более высокую стоимость и меньшую надежность по сравнению с контактными подогревателями, так как наличие большого количества трубок поверхности теплообмена приводит не только к росту капитальных затрат на оборудование, но и повышает опасность выхода подогревателя из строя по причине коррозионных повреждений.
Расход отборного пара в регенеративный подогреватель поверхностного типа находится из уравнения теплового баланса, при составлении которого надо учесть потери энергии из-за внешнего охлаждения корпуса теплообменника. Они могут составлять примерно 1% от теплоты, отдаваемой отборным паром.
Для подогревателя смешивающего типа составляется два уравнения – материального и теплового баланса, причем потери теплоты в окружающую среду в уравнении теплового баланса можно не учитывать, поскольку они в одинаковой степени относятся и к греющей, и к нагреваемой среде.


28. Что такое коэффициент недовыработки мощности паром отбора? Как определяется расход свежего пара на турбоустановку с регенеративным подогревом питательной воды?

Отбор части пара из турбины ведет к недовыработке мощности этим потоком. Коэффициент недовыработки мощности паром отбора y показывает, какую долю теплоперепада не доработал отборный пар в турбине по отношению к полному теплоперепаду конденсационного потока (рис. 21).
















Рис. 21. Коэффициент недовыработки мощности отборным паром

Отсюда вытекает, что произведение коэффициента недовыработки на расход пара в отбор есть не что иное как некоторое дополнительное количество свежего пара, которое надо направлять в голову турбины для компенсации расхода части пара в систему регенерации.
Таким образом, расход свежего пара на турбоустановку с регенеративным подогревом питательной воды определяется как сумма расхода на чисто конденсационную турбину (с таким же рабочим процессом пара) и дополнительного расхода, компенсирующего пропуск пара во все регенеративные отборы.


29. Каково влияние регенеративного подогрева на конечную влажность пара? Как влияет промперегрев пара на эффективность регенерации? Сравните эффективность регенерации на КЭС и ТЭЦ.

Из рис. 20 видно, что наличие регенерации увеличивает конечную влажность пара. Этот вывод справедлив для любого количества ступеней регенеративного подогрева. Но при этом, как было показано ранее, допустимая конечная влажность тоже возрастает вследствие уменьшения пропуска пара в конденсатор.
Промежуточный перегрев пара уменьшает эффективность регенерации, т.е. снижает относительное повышение КПД, обусловленное регенеративным подогревом рабочего тела. Это происходит по следующим причинам:
- расход пара в нижние регенеративные отборы (т.е. отборы, расположенные после промперегрева) становится меньше, так как параметры отборного пара возрастают; отметим, что отборы, расположенные в турбине до направления пара на промперегрев, называют верхними;
- КПД исходного цикла (т.е. цикла с промперегревом, но без регенерации), с которым идет сравнение, выше, чем КПД цикла без промперегрева.
Ступень регенеративного подогрева, расположенную непосредственно перед промперегревом, называют «холодной», а ступень, следующую сразу за ним – «горячей». Оптимизация распределения подогрева воды между этими двумя ступенями дает основной выигрыш при многоступенчатой регенерации (такая задача может быть решена по методу «индифферентной» точки).
Рассмотрим теперь особенности регенеративного подогрева на ТЭЦ.
Температуры питательной воды на входе в парогенератор на ТЭЦ и КЭС примерно одинаковы (при аналогичных параметрах пара), а пар из регулируемых отборов теплофикационных турбин (производственного, отопительного) может использоваться и для регенеративного подогрева воды в конденсатно-питательном тракте.
Для решения задачи оптимального распределения подогрева рабочего тела теплофикационной турбоустановки весь интервал подогрева разбивают по греющему пару на три участка:
- от входа в турбину до верхнего регулируемого отбора;
- от верхнего до нижнего регулируемого отбора;
- от нижнего регулируемого отбора до выхода из турбины.
В пределах каждого из этих участков распределение подогрева между ступенями подчиняется тем же закономерностям, что и для чисто конденсационной турбоустановки.
Эффективность регенерации на ТЭЦ меньше, чем на КЭС, поскольку в теплофикационной турбоустановке осуществляется регенеративный подогрев не только основного конденсата турбины, но также обратного конденсата от внешних потребителей теплоты и добавочной воды, восполняющей потери рабочего тела в цикле. Эти потери возникают в том числе и по причине неполного возврата конденсата от потребителей. Доля обратного конденсата для ТЭЦ может быть значительной, а его температура выше, чем у основного конденсата. Это уменьшает требуемый расход отборного пара и тем самым снижает эффективность регенеративного подогрева на ТЭЦ по сравнению с КЭС.


30. Какие бывают схемы вывода дренажей регенеративных подогревателей? Каково назначение охладителей дренажа и пароохладителей?

Общее правило слива дренажей на ТЭС заключается в том, что любой поток желательно направить в теплообменник с наиболее близкими параметрами рабочей среды.
Для группы регенеративных подогревателей высокого давления, как правило, применяется каскадный слив дренажей греющего пара, когда дренаж последнего перед парогенератором ПВД направляется в предпоследний и т.д., а из первого по ходу питательной воды ПВД – в деаэратор.
Для подогревателей низкого давления возможны следующие варианты:
- каскадный слив с направлением суммарного потока дренажей всех ПНД в конденсатор;
- закачивание дренажей ПНД дренажными насосами в линию основного конденсата, например, из первого по ходу конденсата ПНД на вход во второй ПНД;
- комбинация (сочетание) каскадного слива с дренажными насосами (рис. 22).
Для системы ПВД схема с дренажными насосами не применяется, так как создание насосов небольшой производительности для высоких температур рабочего тела затруднительно.
На рис. 22 показан охладитель дренажа (ОД), предназначенный для уменьшения необратимых термодинамических потерь, которые могли бы возникнуть при вскипании дренажа, сливаемого в корпус предыдущего ПНД. Дренаж образуется в результате конденсации греющего пара из отбора

13 SHAPE \* MERGEFORMAT 1415
Рис. 22. Схема каскадного слива дренажей ПНД с дренажным насосом

турбины и, следовательно, имеет температуру насыщения для давления в межтрубном пространстве своего ПНД. В корпусе предыдущего по ходу конденсата ПНД давление меньше, поэтому сливаемый туда дренаж надо охладить, причем, как видно из рис. 22, использование для этой цели части потока основного конденсата обеспечивает как раз нужный уровень снижения температуры дренажа для предотвращения его вскипания.
Аналогичную роль выполняет пароохладитель (ПО), расположенный в одном корпусе с ПВД. В циклах перегретого пара во все или хотя бы в последние по ходу питательной воды ПВД поступает отборный пар в перегретом состоянии. Для уменьшения необратимых термодинамических потерь при его конденсации желательно сначала охладить этот пар до температуры насыщения, а только потом сконденсировать. Охлаждение перегретого отборного пара осуществляется частью потока питательной воды.
Уровень конденсата в регенеративном подогревателе должен контролироваться, ибо в случае его понижения возможен проскок пара на слив и, вследствие этого, недовыработка электроэнергии. А в обратном случае уменьшается доля поверхности теплообмена, на которой происходит конденсация греющего пара, и может даже произойти попадание воды в турбину.


31. Какие конструкционные материалы могут использоваться для изготовления теплообменных поверхностей ПВД и ПНД? Каковы основные правила для конструкций регенеративных подогревателей поверхностного типа?

Для изготовления теплообменной поверхности регенеративных подогревателей могут применяться углеродистые стали, латунь, нержавеющие стали. Выбор конструкционных материалов определяется в первую очередь его коррозионной стойкостью, а также теплофизическими свойствами, стоимостью, технологичностью.
Подогреватели высокого давления можно изготавливать из обычной углеродистой стали, ибо они расположены после деаэратора, где удаляются из воды коррозионно-агрессивные газы – кислород и двуокись углерода.
Для ПНД, как правило, используется латунь, обладающая более высокой коррозионной стойкостью и хорошей теплопроводностью. Исключением являются подогреватели низкого давления одноконтурных АЭС - здесь необходима нержавеющая сталь, поскольку применение медьсодержащих сплавов, к которым относится латунь, чревато выносом соединений меди в активную зону реактора с последующим выпадением их на тепловыделяющих элементах (твэлах) из-за высоких тепловых потоков.
Для конструкций поверхностных подогревателей должны выполняться следующие основные правила:
- среда с более высоким давлением направляется в трубки теплообменной поверхности (в регенеративных подогревателях это нагреваемая вода), а с меньшим давлением (в данном случае это греющий пар) – в межтрубное пространство; такое распределение потоков обеспечивает снижение металлоемкости теплообменного аппарата в целом;
- греющий пар из отбора турбины направляется сверху вниз для удобства слива дренажей и вывода воздуха из верхней части подогревателя.


VII. ВОСПОЛНЕНИЕ ПОТЕРЬ ПАРА И КОНДЕНСАТА


32. Какие внутристанционные и внешние потери пара и конденсата имеют место на ТЭС и АЭС? Сравните потери рабочего тела на КЭС и ТЭЦ.
Внутристанционные (или внутренние) потери пара и конденсата включают в себя следующие основные составляющие:
- утечки из-за неплотностей в соединениях трубопроводов и агрегатов, в арматуре; особого внимания с этой точки зрения требуют фланцевые соединения;
- расход на уплотнения турбины и на различные технические нужды, например, расход пара на разогрев мазута;
- потери дренажей и другие незначительные потери.
Кроме того, на ТЭС с барабанными котлами к внутренним потерям относят непрерывную продувку котловой воды, осуществляемую с целью снижения концентраций примесей в рабочем теле парогенерирующей установки.
Внутренние потери обычно составляют:
- на КЭС не более 1% от расхода пара на турбину;
- на ТЭЦ отопительного типа до 1,2%;
- до 1,6% на ТЭЦ промышленного и промышленно-отопительного типа.
ТЭЦ могут работать по открытой или закрытой схеме в зависимости от способа теплоснабжения потребителей.
Закрытая схема предполагает отпуск потребителю тепловой энергии через дополнительные теплообменные устройства, т.е. без каких-либо безвозвратных потерь рабочего тела пароводяного контура электростанции.
Если ТЭЦ работает по открытой схеме, то имеют место внешние потери рабочего тела в связи с неполным его возвратом. Например, невозврат конденсата пара от потребителей может достигать 50-70%.
КЭС не имеют внешних потерь пара и конденсата.


33. Какие существуют методы подготовки добавочной воды? Каковы назначение и принцип действия расширителей, испарителей и паропреобразователей?

Для восполнения потерь пара и конденсата на ТЭС осуществляется подготовка добавочной воды. Можно выделить два наиболее часто используемых способа водоподготовки – химический и термический.
Химический способ позволяет достичь требуемой чистоты добавочной воды с применением различных химических реагентов и фильтров. С их помощью из первичной неочищенной воды удаляются нерастворимые примеси и ионные соединения.
Термическая водоподготовка означает обессоливание методом испарения первичной воды с последующей конденсацией образовавшегося пара. Получаемый таким образом дистиллят имеет весьма высокую чистоту, а если она недостаточна, то повторным испарением и конденсацией можно получить бидистиллят.
Расширитель (Р) предназначен для снижения потерь с продувочной водой барабанного парогенератора (рис. 23).














Рис. 23. Схема включения расширителя (ОП – охладитель продувки)

Поскольку ионообменные смолы катионитного и анионитного фильтров не могут работать при высоких температурах, требуется снижение параметров продувочной воды в охладителе продувки с неизбежными при этом потерями теплоты. В расширителе часть продувочной воды превращается в насыщенный пар за счет уменьшения давления. Поскольку вынос примесей с паром очень мал, требуется очистка (а, значит, и охлаждение) только сепарата (рис. 23). Этим достигается значительное снижение потерь теплоты.
В испарителе (И) осуществляется термическая подготовка добавочной воды методом дистилляции (рис. 24).
13 SHAPE \* MERGEFORMAT 1415

Рис. 24. Схема включения испарителя

Для испарения воды используется греющий (первичный) пар из турбины. Образующийся вторичный пар поступает в конденсатор испарителя (КИ) для получения из него дистиллята. Продувка испарителя позволяет обеспечить требуемое качество подготовки воды.
С помощью паропреобразователя (рис. 25) можно подавать тепловому
















Рис. 25. Схема включения паропреобразователя (ППР)
потребителю вторичный пар, оставляя на ТЭЦ конденсат греющего (первичного) пара. Это целесообразно при высоком содержании примесей в сырой воде.
Температурный перепад в стенках теплообменной поверхности паропреобразователя составляет примерно 12-15 оС, что снижает тепловую экономичность турбоустановки.
Подаваемый потребителю пар необходимо немного перегреть в паро-паровом теплообменнике (ТО на рис. 25) во избежание его частичной конденсации при транспортировке по паропроводам.


VIII. КОНДЕНСАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ


34. Каковы назначение и состав конденсационной установки? Как выбираются конденсатные насосы?

Конденсационная установка (рис. 26) обеспечивает создание и поддержание разрежения (вакуума) в выхлопном патрубке турбины для


















Рис. 26. Общая схема конденсационной установки
повышения мощности турбоустановки за счет увеличения разности между начальным и конечным давлением пара, а, значит, и теплоперепада на турбину.
На рис. 26 показана общая схема конденсационной установки. В ее состав входят конденсаторы, конденсатные насосы и эжекторы.
В конденсаторе происходит конденсация отработавшего в турбине пара при его соприкосновении с трубками, в которых течет охлаждающая вода, поступающая из системы технического водоснабжения электростанции. При конденсации объем рабочего тела значительно уменьшается, что и обеспечивает понижение давления.
Кроме того, превращение пара в воду позволяет существенно снизить расход электроэнергии на собственные нужды ТЭС и АЭС, поскольку затраты энергии на транспортировку рабочего тела определяются прежде всего объемным расходом рабочего тела через перекачивающие агрегаты (насосы, компрессоры).
Конденсатор обеспечивает в определенной мере и деаэрацию конденсата, так как процесс конденсации идет при параметрах насыщения.
Трубки теплообменной поверхности конденсатора изготавливаются из латуни. Она обладает высокой теплопроводностью, что особенно важно для максимально возможного приближения температуры конденсации пара к температуре охлаждающей воды и тем самым снижения давления в конденсаторе.
Производительность конденсатных насосов (КН) выбирается исходя из полной нагрузки турбины в летний период, когда температура охлаждающей воды наиболее высока. Давление КН определяется гидравлическим сопротивлением всего конденсатного тракта – от конденсатора до деаэратора. Привод насосов – электрический.
При наличии полной очистки турбинного конденсата применяется двухподъемная схема включения конденсатных насосов, когда фильтры конденсатоочистки расположены между двумя ступенями КН (рис. 4). Насос первой ступени преодолевает сопротивление этих фильтров, а насос второй ступени – сопротивление конденсатного тракта (до деаэратора).
Отметим, что на КЭС 100%-ная очистка конденсата турбин считается обязательной. В отношении АЭС это обусловлено повышенными требованиями к герметичности теплообменных поверхностей парогенерирующих установок. Что касается современных ГРЭС, то там используются прямоточные котлы, требующие более высокого качества питательной воды по сравнению с барабанными котлами ТЭЦ, имеющими продувку. В тепловых схемах мощных турбоустановок ГРЭС конденсатоочистку принято называть блочной обессоливающей установкой (БОУ).
Резерв для конденсатных насосов обычно устанавливают из расчета: на два рабочих один резервный КН, обеспечивающий в случае необходимости до 50-60% суммарной нагрузки.


35. Каковы назначение и принцип действия эжектора? Почему на ТЭС и АЭС предусматриваются пусковые эжекторы наряду с основными?

Давление в межтрубном пространстве конденсатора обычно составляет 0,0035-0,006 МПа. При таком глубоком вакууме неизбежны подсосы в него воздуха, в первую очередь из-за неплотностей в местах соединения корпуса конденсатора с выхлопным патрубком турбины.
Температура конденсации газов, входящих в состав атмосферного воздуха, намного ниже, чем для водяного пара, поэтому они не конденсируются в конденсаторе. Следовательно, подсосы неконденсирующихся газов в конденсатор турбины приводят к увеличению давления в нем. Это приводит к существенным негативным последствиям:
- снижается КПД цикла рабочего тела;
- ухудшаются условия теплообмена при конденсации пара.
Если не предпринимать мер по удалению этих газов из парового объема конденсатора, показатели тепловой экономичности турбоустановки будут постепенно снижаться до неприемлемых значений. Этим обусловлена необходимость использования эжекторов – струйных насосов для отсоса воздуха из конденсатора.
Принцип действия эжектора виден из рис. 26. Разрежение создается за счет движения потока какого-либо жидкого или газообразного рабочего тела по каналу, что приводит (вследствие массопереноса) к снижению давления в нужном объеме.
Если в качестве рабочего тела используется пар, то эжектор называется пароструйным, а если вода, то водоструйным. При обычном режиме турбоустановки включены основные эжекторы, использующие, например, выпар деаэратора. При пуске энергоблока используется пусковой эжектор, работающий, в отличие от основного, при
· переменных режимах. Он начинает работу при давлении всасывания, равном атмосферному, а отключается, когда это давление снижается до расчетного, и в дальнейшем вакуум поддерживается основными эжекторами.
Для пускового эжектора резерв не предусматривается, а для основных эжекторов обычно один резервный приходится на два рабочих.


IX. СИСТЕМЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ


36. Каковы назначение и структура системы технического водоснабжения? Для каких целей используется техническая вода на ТЭС и АЭС?

Системой технического водоснабжения (СТВ) электростанции называют совокупность отдельных систем охлаждения, объединенных в одну СТВ. Технической водой называют химически неочищенную (сырую) воду, используемую для охлаждения. Другие ее названия – циркуляционная или охлаждающая вода.
На рис. 27 приведена принципиальная схема технического водоснабжения пылеугольной ТЭС.
13 SHAPE \* MERGEFORMAT 1415

Рис. 27. Принципиальная схема технического водоснабжения пылеугольной ТЭС (ЗШО – золошлакоотвал, СО – различные системы охлаждения, Н - насосы)

В состав СТВ входят:
- источник водоснабжения (река, озеро, водохранилище, море, артезианские скважины);
- циркуляционные насосы;
- водоводы (подводящие и отводящие трубопроводы или каналы);
- охладители воды (градирни, брызгальные бассейны, пруды-охладители), если они необходимы для данного типа СТВ.
При строительстве ТЭС и АЭС капиталовложения в СТВ могут достигать 5-10% от всей сметной стоимости электростанции.
Техническая вода может использоваться в следующих целях:
- охлаждение конденсаторов турбин; эта составляющая расхода технической воды является наиболее значительной, например, на ГРЭС в конденсаторы турбин поступает до 90-95%, а на АЭС – примерно 90% от всего расхода воды СТВ;
- на газоохладители электрогенераторов;
- на маслоохладители турбин;
- на химводоподготовку для восполнения потерь пара и конденсата;
- на гидрозолошлакоудаление (на пылеугольных ТЭС);
- на охлаждение устройств газоочистки;
- на системы охлаждения вспомогательных устройств и механизмов.
На АЭС важными потребителями воды являются также бассейны выдержки и перегрузки отработавшего топлива.


37. Какие существуют типы систем технического водоснабжения, каковы их достоинства и недостатки? Сравните охладители различных оборотных СТВ по глубине вакуума в конденсаторе турбины и расходу электроэнергии на привод циркуляционных насосов. Как выбираются циркуляционные насосы?

Бывают два основных типа СТВ:
- прямоточная; в такой СТВ охлаждающая вода проходит через агрегаты станции однократно;
- оборотная; здесь вода используется многократно.
Общее правило, как отличить эти два типа СТВ, состоит в следующем: СТВ может считаться прямоточной, если дебит (поступление свежей воды в единицу времени) используемого водоисточника не менее чем в 2-3 раза превышает потребности электростанции в охлаждающей воде.
В свою очередь, оборотные СТВ различаются по охладителю воды:
- с прудами-охладителями (естественными или искусственными);
- с градирнями;
- с брызгальными бассейнами.
Среднегодовая температура охлаждающей воды в средней полосе европейской части России существенно зависит от типа СТВ:
- 8-12 оС для прямоточных систем;
- 10-14 оС для оборотных систем с прудом-охладителем;
- 18-22 оС для оборотных систем с градирнями или брызгальными бассейнами.
Это говорит о том, что прямоточные СТВ обеспечивают более глубокий вакуум в конденсаторе турбины по сравнению со всеми типами оборотных систем.
Кроме того, прямоточная система в 2-4 раза дешевле оборотной по капитальным затратам.
Главным достоинством оборотных СТВ с градирнями является то, что они занимают мало места и умещаются на площадке электростанции. Градирни рассеивают теплоту в атмосферном воздухе, а не в водоемах, что с экологической точки зрения также является их преимуществом. В маловодных регионах могут применяться сухие градирни (градирни Геллера) с теплообменной поверхностью из алюминия.
Градирни являются предпочтительным вариантом для городских ТЭЦ, где важна экономия площади застройки, да и расход пара в конденсаторы теплофикационных турбин меньше, чем на КЭС.
Искусственные пруды-охладители могут сооружаться с наименьшей высотой подъема воды циркуляционными насосами (ЦН) – примерно 2-8 м, в то время как для прямоточных систем – 8-12 м, а при использовании градирен – 18-20 м. Чем меньше высота подъема, тем ниже расход электроэнергии на привод ЦН.
Если охлаждающая вода забирается из реки, пруда или моря, то насосная станция располагается на берегу и имеет несколько циркуляционных насосов (обычно не менее четырех), суммарная производительность которых равна расчетной. Резерв может предусматриваться только для морской воды ввиду частого ремонта насосов.
Для СТВ с градирнями или брызгальными бассейнами на каждый блок или турбину берутся два ЦН, которые размещаются непосредственно в турбинном отделении или пристрое к нему. Каждый из этих насосов рассчитан на 60% от суммарного расчетного расхода воды.


X. ДЕАЭРАЦИОННО-ПИТАТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ


38. Каково назначение деаэрации на ТЭС и АЭС? Опишите пути поступления газов в пароводяной контур. Каково воздействие растворенных в воде газов на работоспособность оборудования?

Деаэрационно-питательную установку можно условно разделить на две – деаэрационную и питательную.
Начнем рассмотрение с деаэрационной установки.
Назначение деаэрации на ТЭС и АЭС – удаление растворенных в воде газов:
- из питательной воды котлов и парогенераторов;
- из подпиточной воды теплосетей;
- из воды, потребляемой испарителями и паропреобразователями.
Газы могут поступать в пароводяной контур несколькими путями:
- подсосы воздуха в корпус конденсатора, конденсатные насосы и первые по ходу конденсата ПНД, работающие на вакуумных отборах турбины;
- некоторый вклад может внести поступление газов с добавочной водой, в зависимости от принятого способа водоподготовки;
- с присосами охлаждающей воды в паровой объем конденсатора в контур поступают бикарбонаты; по мере нагрева конденсата происходит их термическое разложение с выделением углекислого газа:




Растворенные в воде кислород и углекислый газ являются коррозионно-опасными примесями.
Кислород в воде высокой чистоты (с электропроводностью не более 0,1 мкСм/см – микросименс на сантиметр) может создавать защитную пленку, предохраняющую металл от коррозии, но в присутствии естественных примесей воды (катионы натрия, кальция, магния, карбонат-ион, хлор-ион, кремнекислота и др.) приводит к резкому ускорению коррозионного разрушения агрегатов и трубопроводов.
Двуокись углерода при растворении в воде образует углекислоту, которая сама по себе вызывает коррозию, а также ускоряет коррозионное воздействие кислорода.
Таким образом, растворенные в воде газы могут привести к снижению работоспособности оборудования электростанций – ухудшению эксплуатационных характеристик и уменьшению надежности агрегатов.


39. Какие существуют способы деаэрации воды? Каков принцип действия деаэраторов ТЭС и АЭС?

Основными способами деаэрации воды являются термический и химический.
Термическая деаэрация основана на законе Генри-Дальтона: концентрация какого-либо растворенного в воде газа прямо пропорциональна парциальному давлению этого газа над водой. Если нагреть воду до температуры насыщения, то над ее поверхностью парциальное давление водяного пара станет намного больше парциального давления любого газа, находящегося в воде. Это приведет к тому, что все газы покинут водный объем. Кроме того, с повышением температуры растворимость газов сама по себе уменьшается.
Химическая деаэрация основана на использовании различных химических реагентов для уменьшения содержания в воде определенных газов. Например, при гидразинно-аммиачном водном режиме (ГАВР) парогенераторов на всас питательного насоса подается гидразин N2H4 для связывания кислорода:

N2H4 + O2 N2 + 2H2O

Для снижения концентрации свободной углекислоты дозируется аммиак:

2NH3 + H2CO3 (NH4)2CO3

Аммиак вводится с некоторым избытком, что позволяет поддерживать слабощелочную среду для уменьшения скорости коррозии.
Для обработки основного конденсата на электростанции применяется термический способ. Деаэраторы ТЭС и АЭС обеспечивают удаление растворенных в воде газов путем доведения конденсата до температуры насыщения за счет теплоты отборного пара из турбины (рис.28).13 SHAPE \* MERGEFORMAT 1415

Рис. 28. Схема включения деаэратора

Охладитель выпара предназначен для уменьшения потерь теплоты при деаэрации рабочего тела.


40. Приведите классификацию деаэраторов. Каковы условия применимости бездеаэраторных схем?

Деаэраторы классифицируются прежде всего по рабочему давлению:
- деаэраторы высокого давления (ДВД), рассчитанные на рабочее давление 0,6-0,7 МПа и предназначенные для удаления газов из питательной воды парогенераторов с начальным давлением пара 10 МПа и выше; даже в случае вынужденного отключения регенеративных подогревателей высокого давления ДВД обеспечивают достаточно высокую температуру питательной воды – порядка 160 оС;
- атмосферные деаэраторы с рабочим давлением 0,10-0,11 МПа (температура примерно 104 оС), которые могут применяться для обработки добавочной воды, питательной воды испарителей, подпиточной воды теплосетей;
- деаэраторы низкого давления (ДНД), называемые еще вакуумными деаэраторами; здесь температура деаэрируемой воды составляет меньше 100 оС, поэтому рабочее давление должно быть ниже атмосферного, и в связи с этим необходим эжектор для отсоса выпара; ДНД применяются обычно в качестве деаэраторов подпитки теплосети (ДПТС) и на химводоподготовке.
По способу подвода греющего пара бывают:
- барботажные деаэраторы, в которых пар вводится под уровень деаэрируемой воды; это обеспечивает хорошее качество деаэрации, но требует более высоких параметров отборного пара для преодоления гидростатического давления;
- деаэраторы смешивающего типа; в таких аппаратах пар движется снизу вверх, а навстречу вода, поток которой необходимо дробить тем или иным способом для увеличения общей поверхности ее соприкосновения с паром;
- деаэраторы перегретой воды; перегрев деаэрируемой воды 5-10 оС обеспечивает качественную деаэрацию, но усложняет конструкцию.
По способу дробления воды деаэраторы делятся на струйные, пленочные и сопловые.
В струйных деаэраторах предусмотрены дырчатые тарелки, с помощью которых вода распадается на капли. Недостатком здесь является снижение качества деаэрации при повышении производительности аппарата.
Пленочные деаэраторы имеют пакеты из вертикальных или наклонных пластин для стекания по ним деаэрируемой воды. Пропускная способность таких аппаратов невысока, и к тому же возможны перекосы в насадочном слое.
Сопловой способ дробления воды может применяться в деаэраторах перегретой воды. Сопловые деаэраторы имеют невысокую надежность вследствие повышенной коррозии и образования отложений, а также проблем с регулировкой.
На современных энергоблоках широко распространены струйно-барботажные деаэраторы, в которых предусмотрены две ступени деаэрации – барботажная (вносящая основной вклад) и струйная.
При нейтрально-кислородном водном режиме (НКВР) конденсатно-питательного тракта возможно использование бездеаэраторной схемы турбоустановки. Кислород вводится в рабочее тело для создания плотной защитной окисной пленки на металлических поверхностях оборудования. При этом величина рН воды находится вблизи нейтрального значения pH = 7. Поскольку кислород оказывает защитное действие только при высокой чистоте воды, непременным условием применимости НКВР является наличие полной очистки турбинного конденсата. Еще одно важное ограничение - отсутствие медьсодержащих конструкционных материалов на тракте регенеративных подогревателей, так как кислород вызывает повышенную коррозию меди.
В бездеаэраторной схеме остается только деаэрация в конденсаторе, а отсутствие регенеративного подогрева в деаэраторе компенсируется еще одним ПВД или увеличением подогрева в имеющихся ПНД. Отказ от деаэратора облегчает компоновку главного здания электростанции, ибо он должен располагаться на деаэраторной этажерке на значительной высоте.
На действующих станциях переход к бездеаэраторной схеме может осуществляться закрытием выпара деаэратора, который при этом становится обычным смешивающим подогревателем при меньшем расходе отборного пара.


41. Каково назначение питательной установки? Зачем устанавливается бустерный насос? Каковы возможные схемы включения питательных насосов?

Питательные насосы (ПН) создают необходимое рабочее давление в парогенераторе, а также преодолевают гидравлическое сопротивление питательного тракта, включая все ПВД.
В питательную установку помимо ПН может входить бустерный насос (БН). Это предвключенный «подталкивающий» насос с небольшим числом оборотов, который создает подпор на всасе основного питательного насоса для улучшения условий его работы (рис. 28).
Возможны две схемы включения питательных насосов:
- одноподъемная схема, в которой ПН устанавливается только после деаэратора перед первым по ходу питательной воды ПВД; данная схема получила наибольшее распространение ввиду ее простоты и повышенной надежности, обусловленной более низкой температурой поступающего на всас ПН рабочего тела;
- двухподъемная схема с питательными насосами первой ступени перед ПВД и второй ступени непосредственно перед парогенератором обеспечивает снижение металлоемкости при изготовлении подогревателей высокого давления, так как давление в них меньше, чем при одноподъемной схеме.


42. Обоснуйте взаимное расположение по высоте питательного насоса и деаэратора. Какие существуют типы привода питательных насосов, каковы их достоинства и недостатки? Как производится выбор мощности и количества питательных насосов?

В конструкции деаэратора предусмотрен аккумуляторный бак для создания запаса деаэрированной воды на 5-10 минут работы питательного насоса.
Этот бак питательной воды располагают на некоторой высоте над ПН для предотвращения кавитации (вскипания) рабочего тела на всасе насоса.
Дело в том, что рабочий процесс в деаэраторе происходит при температуре насыщения, а питательная вода проходит путь оттуда до входа в ПН за короткое время и не успевает остыть. Это означает, что даже небольшой подогрев воды в насосе (а он неизбежен) вызовет ее вскипание, которое может привести к срыву насоса.
Если же мы расположим деаэраторный бак выше питательного насоса, то за счет гидростатического давления, обусловленного разностью высот, питательная вода на всасе ПН окажется недогретой до температуры насыщения, соответствующей новому, более высокому давлению рабочего тела.
Наиболее широко распространенные деаэраторы ТЭС и АЭС, которые рассчитаны на рабочее давление 0,7 МПа, могут располагаться примерно на 10-12 м выше питательных насосов.
Питательный насос может иметь электрический привод или турбопривод. Электропривод обычно применяется на ТЭС с докритическим давлением острого пара. Его достоинствами являются простота, высокий КПД, быстрый пуск в работу.
Однако единичная мощность питательных электронасосов (ПЭН) ограничена, поэтому для мощных энергоблоков с большими расходами питательной воды предпочтительнее турбопривод, т.е. привод питательного насоса от специальной паровой турбины. Она может работать на паре главной турбины, прошедшем промперегрев, или на остром паре, а конденсат отработавшего пара направляется в конденсатный тракт или конденсатор.
Помимо высокой мощности, у турбопривода есть еще одно достоинство – экономичное регулирование производительности питательного насоса за счет изменения числа оборотов приводной турбины.
При выборе питательных насосов их мощность рассчитывают на максимальную нагрузку электростанции с запасом по расходу питательной воды не менее 5%.
Для энергоблока ТЭС берут, как правило, один основной ПН и один резервный, который может обеспечить 30-50% расчетной нагрузки. Если же основных насосов два, то резерв не предусматривается.
На неблочных станциях вопрос о резервировании ПН решается в зависимости от количества основных насосов.
При использовании ПН с турбоприводом на АЭС необходимо предусмотреть аварийные ПЭНы с небольшой подачей и надежным питанием от автономного источника. Например, на энергоблоке АЭС с реактором типа ВВЭР-1000 имеется 2 основных турбонасоса и 4 аварийных электронасоса с подачей 2-3% от номинальной.
Если электростанция является изолированной (т.е. не входящей в энергосистему), то для ее пуска с нуля необходимы резервные питательные насосы с турбоприводом.



XI. ОТПУСК ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ВНЕШНИМ ПОТРЕБИТЕЛЯМ


43. Как определяется присоединенная тепловая нагрузка электростанции? Приведите классификацию систем теплоснабжения.

Присоединенная тепловая нагрузка электростанции включает в себя:
- отпуск технологического пара промышленным потребителям;
- отопительную нагрузку (отопление и вентиляция зданий, горячее водоснабжение).
Рассмотрим эти составляющие суммарной тепловой нагрузки.
Отпуск пара на технологические нужды может осуществляться несколькими способами:
- из регулируемых отборов теплофикационной турбины и/или из противодавления; это наиболее экономичный вариант отпуска пара;
- через паропреобразователи; такой способ может применяться при низком качестве исходной воды;
- непосредственно из котла со снижением температуры и давления, если, например, турбина остановлена или потребность в паре очень высока.
Расчетный расход тепловой энергии на отопление зданий учитывает объем помещений и их характеристики. Максимальная нагрузка определяется по средней температуре наиболее холодных пятидневок из четырех самых холодных зим за последние 25 лет. Эта температура составляет для Москвы и Санкт-Петербурга минус 25 оС, Екатеринбурга – минус 31 оС, Новосибирска – минус 39 оС. Отопление может включаться при выполнении, например, такого условия: среднесуточная температура наружного воздуха не превышает 8 оС в течение трех дней подряд. Аналогичные правила существуют и для отключения отопления.
Расход тепловой энергии на вентиляцию зданий зависит от внутреннего объема помещений и скорости (кратности) обмена воздуха в них, а также от температуры наружного воздуха.
Для расчета тепловой нагрузки, связанной с горячим водоснабжением, требуется установить среднесуточную норму расхода горячей воды в расчете на одного жителя.
По типу рабочего тела системы теплоснабжения могут быть паровыми, что в настоящее время встречается очень редко, или водяными. Достоинствами водяных систем являются высокая аккумулирующая способность и возможность подачи тепловой энергии на большие расстояния (до десятков километров), а также, в отличие от паровых систем, относительно невысокие температуры воды у потребителя.
В свою очередь, водяные системы теплоснабжения бывают:
- двухтрубными, если имеются прямая (подающая) и обратная магистрали воды; это наиболее распространенный вариант;
- однотрубными, когда горячая вода используется сначала для отопления, а потом разбирается на горячее водоснабжение и не возвращается на станцию; такие системы целесообразны при подаче на большие расстояния;
- трех- и многотрубными; в этом случае подающих линий может быть несколько (в зависимости от требуемых параметров теплоносителя), а обратная магистраль общая.
Наконец, водяные системы горячего водоснабжения могут быть открытыми (разомкнутыми) или закрытыми (замкнутыми). Почти во всех крупных городах используются закрытые системы, когда теплоноситель от ТЭЦ поступает на местные теплопункты и там передает теплоту вторичной воде, направляемой уже непосредственно к потребителям. Из-за затрат на водоподготовку открытая система целесообразна только при высокой чистоте источника водоснабжения станции, как, например, в случае с использованием невской воды в Санкт-Петербурге.


44. Каковы назначение и состав сетевой подогревательной установки? Какие параметры прямой и обратной сетевой воды могут иметь системы теплоснабжения?

На рис. 29 приведена общая схема сетевой подогревательной установки, предназначенной для отпуска тепловой энергии в теплосеть.
Показанный на этом рисунке теплофикационный пучок конденсатора (ТК) предназначен для предварительного подогрева сетевой воды. Он может использоваться, когда температура в обратной магистрали не превышает


13 SHAPE \* MERGEFORMAT 1415

Рис. 29. Общая схема сетевой подогревательной установки (СН – сетевой насос)

60 оС, а это бывает значительную часть отопительного сезона. ТК имеет свою независимую водяную камеру и отсос паровоздушной смеси эжекторами. Работа теплофикационного пучка несколько ухудшает вакуум в конденсаторе, зато снижается доля теплоты конденсирующегося пара, теряемая в окружающую среду.
НС и ВС – это нижняя и верхняя ступени сетевого подогревателя (СП). Деление СП на несколько ступеней позволяет регулировать отпуск теплоты исходя из температуры наружного воздуха и потребности в тепловой энергии.
Сетевые подогреватели бывают вертикальными или горизонтальными в зависимости от компоновки машинного зала и других условий. Теплообменная поверхность СП изготавливается из латуни, имеющей высокую теплопроводность и сравнительно небольшую скорость общей коррозии.
В наиболее холодное время года включаются в работу пиковые водогрейные котлы (ПВК). Это делается с целью сохранения объема выработки электроэнергии теплофикационными турбинами.
Обычно теплосети имеют параметры 130/70 оС или 150/70 оС (в числителе температура прямой, а в знаменателе – обратной сетевой воды). Более высокая температура в прямой магистрали характерна для сетей, имеющих большую протяженность и/или обслуживающих крупных потребителей.


XII. ТРУБОПРОВОДЫ И АРМАТУРА


45. Каковы назначение и классификация трубопроводов? Какие конструкционные материалы применяются для их изготовления? Как компенсируются температурные расширения трубопроводов, каковы правила их установки?

Трубопроводы соединяют основное и вспомогательное оборудование электростанции в соответствии с технологической схемой и обеспечивают транспортировку рабочего тела, топлива, масла, воздуха и др.
Трубопроводы делятся на главные и вспомогательные.
Главными считаются паропроводы от парогенерирующей установки к турбине (включая линии промперегрева пара), трубопроводы основного конденсата и питательной воды, а на двухконтурной АЭС еще и трубопроводы циркуляции теплоносителя первого контура.
К вспомогательным относятся остальные трубопроводы, например, дренажные, подпиточной воды и др.
Для изготовления трубопроводов могут применяться следующие конструкционные материалы:
- углеродистые стали (например, сталь 10) - при температурах рабочего тела до 450 оС и небольших диаметрах труб;
- перлитные стали, легированные хромом, молибденом, ванадием (например, 15Х1М1Ф) - при температурах от 450 до 570 оС (а при больших диаметрах – до 450 оС);
- аустенитные нержавеющие стали (например, 0Х18Н10Т) – для реакторного контура АЭС.
Для компенсации температурных расширений трубопроводов могут предусматриваться П-образные участки (фактически обеспечивающие самокомпенсацию), подвижные опоры. Разрабатываются специальные режимы прогрева труб большого диаметра.
Рассмотрим основные правила установки трубопроводов.
Для обеспечения безопасности обслуживающего персонала и уменьшения потерь теплоты в окружающую среду предусматривается тепловая изоляция труб, обеспечивающая температуру на поверхности изолирующего материала не более 45-48 оС.
Трубопроводы имеют окраску в соответствии со своим назначением, например, красного цвета для линий отборного пара.
Практически все трубы являются бесшовными и только при больших диаметрах сварными.
Соединения трубопроводов, как правило, выполняются сварными, за исключением мест присоединения к арматуре, где используются фланцевые соединения. Применение резьбовых соединений возможно при низких параметрах рабочего тела и малых диаметрах.
При установке трубопроводов нужно обеспечить их полную дренируемость во избежание стояночной коррозии. В верхних точках предусматриваются воздушники.


46. Каковы классификация по назначению и правила установки арматуры на ТЭС и АЭС? Каковы назначение и принцип действия РОУ, в каких случаях могут применяться БРОУ? Где обязательна установка обратных клапанов, как обеспечивается надежность срабатывания предохранительных клапанов?

Арматура трубопроводов предназначена для включения или отключения потоков, для регулирования расхода, давления или температуры потока.
В соответствии с этим арматура подразделяется на следующие основные виды:
- запорная (включение и отключение потока);
- регулирующая (изменение или поддержание необходимых значений давления, температуры или расхода);
- предохранительная (предотвращение чрезмерного повышения давления, недопущение изменения направления потока);
- контрольная (например, указатели уровня).
К арматуре относятся также конденсатоотводчики, предназначенные для автоматического отвода конденсата.
Арматура может быть самодействующей (например, обратные и предохранительные клапаны) или приводной (например, вентили и задвижки) - с электрическим, гидравлическим, пневматическим, ручным приводом.
Условные обозначения наиболее часто используемых видов арматуры приведены в Приложении 1.
К основным правилам установки арматуры можно отнести следующие:
- арматура вваривается в соответствующие участки трубопроводов до их монтажа;
- предусматривается съемная теплоизоляция арматуры для возможности регулярных осмотров, ремонтов, регулировки;
- не допускается использование арматуры не по прямому назначению; например, применение запорной арматуры в качестве регулирующей может привести к ее повышенному износу и невозможности впоследствии выполнения своих прямых функций.
Редукционно-охладительные установки (РОУ) предназначены для снижения давления и температуры рабочего тела. Уменьшение давления пара достигается его дросселированием, а снижение температуры – впрыском в пар небольшого количества воды.
Бывают также быстродействующие редукционно-охладительные установки (БРОУ), которые включаются значительно быстрее, чем РОУ. БРОУ необходимы, например, для сброса свежего пара в конденсатор при аварийном останове турбины.
Обратные клапаны обеспечивают недопущение изменения направления потока. Их установка обязательна на всех питательных магистралях (в частности, перед парогенератором, реактором), перед насосами, на линиях отборного пара из турбины.
Рассмотрим конкретный пример. Давление нагреваемого конденсата в трубках первых по ходу ПНД существенно выше давления отборного пара в межтрубном пространстве, поэтому повреждение теплообменной поверхности регенеративных подогревателей может привести к забросу воды в турбину. Для безусловного исключения такой опасной ситуации целесообразно устанавливать последовательно не менее двух обратных клапанов на линии отбора пара из турбины в подогреватель.
Предохранительные клапаны предотвращают чрезмерное повышение давления путем выпуска части рабочего тела из агрегата или контура. Надежность срабатывания при этом обеспечивается за счет параллельного включения не менее чем двух предохранительных клапанов.


XIII. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ОБОРУДОВАНИЯ


47. Что такое паровая и тепловая характеристика турбоустановки? Какими энергетическими потерями обусловлен расход пара на холостой ход турбины, что такое коэффициент холостого хода?

Для турбоустановки имеются два вида энергетических характеристик (ЭХ) – паровая и тепловая. Паровая характеристика (ПХ) – это зависимость расхода пара, а тепловая (ТХ) – зависимость расхода теплоты от электрической мощности турбоагрегата.
Тепловые расчеты и натурные испытания турбоустановок показывают, что ПХ и ТХ для абсолютных расходов пара и теплоты могут с достаточной точностью считаться линейными, т.е. существует прямо пропорциональная зависимость между электрической мощностью и расходом пара или теплоты.
Полный расход пара на турбину складывается из двух частей:
- расход пара на холостой ход турбины, т.е. расход при полном числе оборотов агрегата и нулевой мощности на клеммах электрогенератора;
- полезный расход пара на выработку электроэнергии.
Расход холостого хода идет на покрытие следующих энергетических потерь:
- потери энергии пара в турбине из-за несовершенства проточной части и завихрений потока, утечек, а также концевые потери;
- механические потери в турбине, связанные с трением в подшипниках и маслоохлаждением;
- механические (из-за трения в подшипниках) и электрические (от вихревых токов) потери в электрогенераторе.
Суммарная величина всех названных потерь характеризуется коэффициентом холостого хода, равным отношению расхода пара на холостой ход турбины к номинальному расходу. Обычно этот коэффициент составляет от 3 до 7%, причем меньшие значения относятся к более крупным и современным турбинам.


48. Введите следующие понятия: номинальная, нормальная, располагаемая, рабочая, максимальная мощность агрегата. Почему номинальная мощность, как правило, превосходит располагаемую и нормальную?

Номинальная мощность агрегата – это мощность, на которой он должен работать положенный (нормативный) срок эксплуатации с требуемой экономичностью. Номинальную мощность еще называют установленной или паспортной.
Нормальная (или расчетная экономическая) мощность – это мощность, при которой обеспечивается минимальный удельный расход условного топлива. Нормальная мощность несколько ниже номинальной, ибо экономичность эксплуатации энергоагрегатов определяется не только текущими издержками, в которые входят затраты на топливоснабжение, но и сроком окупаемости капитальных вложений. Этот срок можно сократить большей загрузкой электростанции.
За период эксплуатации энергооборудования могут произойти различные изменения, приводящие, как правило, к снижению установленной мощности, например, износ лопаток турбины, накопление отложений на трубках конденсатора и т.д. Установленная мощность агрегата с учетом эксплуатационных изменений называется располагаемой мощностью.
Рабочая мощность оборудования – это мощность в данный момент, определяемая по приборам. Другие названия этой мощности – фактическая, текущая, мгновенная.
При отключенных регулируемых отборах и максимально возможном расходе пара в конденсатор, определяемом его пропускной способностью, турбина обеспечивает наибольшую электрическую нагрузку. Ее называют максимальной мощностью.
49. Для чего строятся диаграммы режимов турбоустановок? Как ими пользоваться? Что такое конденсационный хвост турбины, зачем нужен вентиляционный пропуск пара в конденсатор?

Диаграмма режимов турбоустановки связывает между собой расходы и мощности агрегата.
Рассмотрим конкретный пример. Диаграмма режимов теплофикационной турбоустановки с одним регулируемым отбором пара связывает между собой 4 величины:
- расход свежего пара в голову турбины;
- расход пара в регулируемый отбор;
- расход пара в конденсатор;
- электрическая мощность турбины.
С помощью диаграммы по любым двум величинам из этих четырех можно найти остальные две графическим или расчетно-графическим методом. Второй из них в ряде случаев обеспечивает более высокую точность, поскольку один из расходов рассчитывается исходя из того, что общий пропуск пара на турбину равен сумме расходов в отбор и в конденсатор.
Это дает возможность найти численный ответ на целый ряд практически важных вопросов. Например, диаграмма режимов позволяет определить то количество пара, которое можно получить из отбора, если турбина вынуждена работать с максимальной электрической нагрузкой.
На диаграмме режимов отражены некоторые характерные величины:
- конденсационный хвост турбины, представляющий собой разность между пропускной способностью конденсатора и номинальным расходом пара в него;
- вентиляционный пропуск пара в конденсатор, т.е. минимально необходимый расход пара через цилиндр низкого давления турбины для предотвращения чрезмерного перегрева лопаток последних ступеней, который возник бы вследствие трения при вращении лопаток в неподвижном паре; обычно этот расход составляет 5-8% от пропускной способности конденсатора.




XIV. ВЫБОР МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ЭНЕРГОБЛОКОВ


50. Как выбирается мощность электростанции в целом и мощность отдельных турбоагрегатов? Чем ограничена максимальная мощность ТЭС и АЭС?

Сначала остановимся на выборе мощности станции в целом.
Установленная мощность электростанции – это сумма номинальных мощностей всех турбоагрегатов.
Покажем, что существует оптимальная величина мощности для данной электростанции. Действительно, с возрастанием мощности, с одной стороны, уменьшаются капитальные вложения на строительство станции, но, с другой стороны, увеличивается среднее расстояние до потребителей и, следовательно, величина потерь при транспортировке энергии.
Суммарная мощность электростанции определяется исходя из целого ряда факторов:
- имеющаяся потребность в электрической и тепловой энергии; для вновь сооружаемых станций учитывается также перспективный план развития экономики с учетом того, что ввод новых мощностей на ТЭС и АЭС должен быть опережающим по отношению к другим отраслям хозяйства;
- графики электрических и тепловых нагрузок; в связи с погодными условиями тепловая нагрузка может изменяться более резко, чем электрическая, поэтому тепловую мощность ТЭЦ выбирают не по максимальному отпуску теплоты, а по некоторому меньшему значению – с расчетом на то, что в наиболее холодное время будут дополнительно включены пиковые котлы;
- необходимый резерв мощности для обеспечения бесперебойного энергоснабжения при плановом или аварийном останове части оборудования; для электростанций, работающих изолированно, требуемая величина резерва больше, чем для входящих в энергосистему;
- расход электрической и тепловой энергии на собственные нужды электростанции; он зависит от качества топлива, параметров рабочего тела, характеристик вспомогательного оборудования, типа системы техводоснабжения и др.;

- потери энергии в передающих сетях; величина этих потерь зависит от протяженности электрических и тепловых сетей и от качества энергии (для электроэнергии это напряжение электрического тока, а для теплоты - параметры подаваемого пара и горячей воды).
В крупных энергосистемах целесообразно увеличивать мощности вновь сооружаемых ТЭС и АЭС, так как надежность энергоснабжения существенно не изменяется, а технико-экономические показатели улучшаются. Прежде всего это касается удельных капитальных затрат, т.е. стоимости одного установленного киловатта мощности.
Но рост мощности электростанции ограничен не только увеличением потерь при транспортировке энергии на более далекие расстояния, как было показано выше. Ограничения накладываются также экологическими условиями, топливоснабжением, водными ресурсами, размерами имеющейся территории и др.
Теперь поговорим о выборе мощности отдельных турбоагрегатов при заданной мощности станции в целом. Например, ГРЭС с суммарной мощностью 4800 МВт может состоять из четырех энергоблоков с турбинами К-1200-240 или шести блоков с К-800-240, шестнадцати с К-300-240 и т.д. Возможно также сочетание разных турбоустановок на одной и той же станции, например, на Запорожской ГРЭС общей мощностью 3600 МВт имеются 3 турбины по 800 и 4 по 300 МВт.
По-видимому, здесь, как и при выборе общей мощности электростанции, необходимо найти оптимальное решение.
Увеличение единичной мощности энергоблока приводит к экономии по многим составляющим затрат (удельная стоимость проектирования и строительства, основного и вспомогательного оборудования, контрольно-измерительной аппаратуры и средств автоматизации, расходы на обслуживающий персонал и т.д.).
Но есть и негативные последствия наращивания мощностей отдельных турбоагрегатов:
- величина и стоимость резерва при этом возрастают, поскольку мощности основных и резервных агрегатов должны в какой-то мере соответствовать друг другу;
- увеличение мощности энергоблоков означает уменьшение их количества; начиная с определенного уровня, это ведет к снижению надежности теплоэлектроснабжения потребителей, так как выход из строя одного турбоагрегата может значительно уменьшить рабочую мощность всей станции;
- наконец, укрупнение оборудования само по себе увеличивает его возможную аварийность, поскольку для однотипных агрегатов вероятность повреждения примерно пропорциональна массе; это особенно важно для таких тяжелых деталей как роторы турбин, изготовление которых требует высококачественных отливок весом в десятки тонн и более.


51. Что представляют собой скрытый и явный резерв мощности? Что такое станционная, электросетевая, теплосетевая, системная авария? Как оценивается надежность оборудования?

Оборудование энергоблока в обычном режиме работает с неполной своей мощностью, т.е. имеет скрытый резерв мощности. Этот резерв также можно называть вращающимся, горячим, оперативным, мобильным.
Наряду с этим, на станции или в энергосистеме должен иметься на случай аварии дополнительный резерв мощности в виде отдельных агрегатов, которые в данный момент не работают, но находятся в работоспособном (исправном) состоянии. Такой аварийный резерв мощности называют явным (или холодным).
Требуется также ремонтный резерв, если нет возможности провести плановый ремонт оборудования в периоды спада нагрузок, например, летом. Турбины обычно проходят ремонт каждый год, котлы – один раз в 2-3 года, а вспомогательное оборудование ремонтируется одновременно с соответствующим основным.
Нарушение работоспособности агрегата называется отказом. Все отказы в работе классифицируются (в зависимости от характера нарушения и его последствий) как аварии, отказы первой степени, отказы второй степени и т.д.
Аварии делятся на станционные, электросетевые, теплосетевые и системные. Первые три вида связаны с неисправным состоянием оборудования самой станции, электрических или тепловых сетей соответственно.
Наибольшую опасность для теплоэнергетики представляют системные аварии (в энергосистеме в целом), приводящие к лавинообразному отключению турбоагрегатов из-за падения частоты сети вследствие того, что генерируемая мощность ниже электрической нагрузки.
Стремительность развития такой аварии вызвана тем, что аварийное отключение какого-либо агрегата из-за низкой частоты сети еще больше уменьшает эту частоту по сравнению с нормативной (50 Гц), а это приводит к быстрому массовому выходу из работы следующих энергоблоков.
Для предотвращения системных аварий предусматривается автоматическая частотная разгрузка, т.е. отключение некоторых потребителей при падении частоты сети ниже допустимой. Одновременно по указанию диспетчера энергосистемы увеличивается рабочая мощность электростанций.
Надежность оборудования за какой-то период времени, чаще всего за календарный год, количественно характеризуется коэффициентом готовности (или надежности). Этот коэффициент равен доле времени в году, в течение которого агрегат или энергоблок находится в работоспособном (исправном) состоянии, т. е. или работает, или остановлен, но готов к работе.
Напротив, коэффициент аварийности – это доля времени в году, когда оборудование неисправно.
Для определения необходимого резерва мощности нужно оценить коэффициенты готовности или аварийности вновь вводимых в эксплуатацию агрегатов еще до их пуска. В этом случае надежность, например, турбин оценивается на основании статистической обработки многолетних данных о работе таких же или подобных (если турбина является головной в своей серии) агрегатов на различных станциях. При этом учитывается схожесть таких условий как качество водоподготовки, характер нагрузки и т.д.


XV. ВЫБОР МЕСТА СТРОИТЕЛЬСТВА ТЭС И АЭС


52. Каковы основные требования к месту строительства электростанции? Каковы особенности выбора места строительства АЭС? Что такое роза ветров в районе размещения станции?

Сначала определяется экономический район, где будет располагаться новая электростанция. Это решение принимается в соответствии с общегосударственным планом развития экономики и промышленности, с учетом планов развития отдельных регионов.
В намеченном районе подбираются несколько предполагаемых площадок для строительства, которые должны удовлетворять следующим основным требованиям:
- возможность размещения электростанции с точки зрения выполнения экологических норм, т.к. в районе возможного расположения строительной площадки могут быть различные предприятия промышленности и транспорта, создающих некоторый фон загрязненности;
- близость к источнику топливоснабжения; этот фактор наиболее важен для мощных пылеугольных ГРЭС на низкосортном топливе, а для АЭС он может вообще не приниматься во внимание, поскольку калорийность ядерного топлива в миллионы раз больше, чем органического;
- близость к источнику водоснабжения; потребность в охлаждающей воде для АЭС с реакторами на тепловых нейтронах почти в 2 раза больше, чем у конденсационных энергоблоков СКП на органическом топливе – это объясняется зависимостью удельных расходов пара от начальных параметров цикла рабочего тела; для ТЭЦ расход циркводы меньше, чем для ГРЭС, так как теплофикационные турбины имеют меньший пропуск пара в конденсатор из-за наличия регулируемых отборов;
- низкая сейсмичность района;
- благоприятный рельеф местности (уклоны не более 1%, отсутствие неровностей, превышающих 2-4 м), подходящее качество грунта, низкий уровень грунтовых вод (не менее 5 м);
- достаточные размеры территории для размещения электростанции с учетом ее возможного будущего расширения, обеспечения санитарно-защитной зоны, места для золошлакоотвалов (для ТЭС на пылеугольном топливе); рядом с площадкой не должно быть аэродромов, так как высота дымовых труб может превышать 300-350 м; отчуждаемая территория не должна представлять большой ценности, а стоимость сносимых зданий и сооружений должна быть минимальной;
- развитая инфрастуктура местности в районе строительства, что означает близость к транспортным магистралям, линиям электропередач, наличие местных стройматериалов и предприятий по их производству, рабочей силы для комплектования строительных организаций и т.д.
При выборе места строительства АЭС особое значение имеют сейсмичность района, условия водоснабжения, обеспечение возможности работы ядерных энергоблоков в базовом режиме. Площадка строительства должна быть выше максимального уровня грунтовых вод, а также наивысшего уровня реки или водоема с учетом возможной высоты волн.
Вокруг АЭС создается санитарно-защитная зона (СЗЗ), в пределах которой не допускается наличие жилых зданий, детских учреждений, пищевых предприятий, продовольственных складов и т.п. Размеры СЗЗ определяются отдельно в каждом конкретном случае и обычно составляют 4-6 км во все стороны от вентиляционной трубы АЭС.
Не разрешается строительство атомных электростанций в поясах санитарной защиты курортов, в районах возможного действия катастрофических природных явлений (цунами, тайфуны, торнадо и пр.) и затопления вследствие разрушения плотин, в сильно заболоченных местах, на слабых грунтах в сейсмоактивных зонах и т.п.
Роза ветров – это график (например, в виде эпюры), показывающий наиболее вероятную продолжительность по времени того или иного направления ветра и его скорости. С учетом розы ветров нужно располагать ТЭС и АЭС с подветренной стороны от ближайших населенных пунктов.


53. Какие изыскания проводятся при определении возможных площадок строительства ТЭС и АЭС? Как принимается окончательное решение о выборе места строительства электростанции?

По каждому прорабатываемому варианту размещения будущей электростанции проводятся изыскательские работы в отношении предполагаемой площадки строительства. Они включают в себя следующие изыскания:
- инженерно-геологические (получение данных о рельефе местности, состоянии грунтов, наличии оползней, заболоченности, развитии оврагов, колебаниях уровня грунтовых вод и др.);
- топографо-геодезические (составление карт со сведениями о транспортных магистралях, линиях электропередач, населенных пунктах, сельхозугодьях и т.д.);
- сейсмологические (анализ всех имеющихся данных о землетрясениях и колебаниях земной коры за все годы наблюдений);
- гидрологические (получение и анализ характеристик источника водоснабжения, включая сведения о ледовом режиме, колебаниях уровня, дебита и качества воды, а также данных об использовании реки или водоема до строительства электростанции и об уже существующих гидротехнических сооружениях);
- метеорологические (получение сведений о ветровом режиме, влажности воздуха) и климатологические (определение температурного режима воздушной среды).
Окончательное решение о выборе места строительства ТЭС и АЭС принимается на основании технико-экономического анализа, позволяющего определить оптимальной вариант путем «взвешивания» различных факторов. Например, одна площадка строительства может потребовать меньших затрат для подготовки территории и обеспечения водоснабжения, зато другая расположена ближе к транспортным магистралям и источникам топливоснабжения. Удельный вес этих составляющих может быть разным и зависит от вида топлива, типа тепловой схемы, общей мощности электростанции и других факторов.


XVI. ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ


54. Что такое генеральный план электростанции? Что показывается на генеральном плане?

Генеральный план (ГП) представляет собой вид сверху на площадку электростанции и показывает размещение на ней зданий и сооружений с указанием их размеров по высоте. ГП разрабатывается на стадии технического проекта станции. Масштаб ГП обычно 1:1000 (т.е. один сантиметр на бумажном плане соответствует 10 метрам на местности).
На генеральном плане показываются:
- здания и сооружения (включая галереи, эстакады, туннели);
- транспортные пути (автомобильные и железные дороги, автостоянки, подкрановые пути) и линии электропередачи;
- открытые водоводы системы техводоснабжения;
- ограды станции в целом и отдельных объектов на ее территории.
Здания и сооружения электростанции делятся на две категории:
- здания и сооружения основного производственного назначения, к которым относятся главное здание с котлотурбинным цехом и примыкающими помещениями для вспомогательного оборудования, химцех, объекты топливно-транпортного хозяйства, ремонтные помещения, дымовые (на ТЭС) и вентиляционные (на АЭС) трубы, береговые насосные станции, градирни, брызгальные бассейны, трубопроводы технической воды и гидрозолошлакоудаления, золошлакоотвалы, открытые (ОРУ) или закрытые (ЗРУ) распределительные устройства и др.; на АЭС дополнительно имеются спецкорпус для обработки радиоактивных вод и хранения отходов, представляющих радиационную опасность, а также автономные дизель-генераторные установки надежного питания на случай полного обесточивания станции;
- здания и сооружения подсобно-производственного и вспомогательного назначения, в частности, административно-бытовой корпус, пункты общепита, различные склады, гараж, пожарные службы, сооружения для очистки воды; на АЭС к данной категории зданий и сооружений также относятся склады свежего топлива, хранилища радиоактивных отходов (РАО), устройства приточно-вытяжной вентиляции, вспомогательный корпус с санпропускниками и др.


55. Каков порядок составления генерального плана ТЭС и АЭС? Каковы основные требования к генеральному плану?

При составлении генерального плана в первую очередь размещают на нем главный корпус, который должен быть обращен турбинным отделением к источнику водоснабжения, если это река, море, водохранилище и т.п.
На электростанции с градирнями главный корпус должен располагаться с наветренной стороны по отношению к ним во избежание обледенения в холодное время года. При этом градирни должны размещаться со стороны постоянного торца главного здания на расстоянии не менее 100 м. Такой же минимальный разрыв и по той же причине соблюдается между градирнями и ОРУ.
Со стороны котельного отделения располагаются:
- вентиляторы и регенеративные воздухоподогреватели (непосредственно рядом с главным зданием);
- объекты топливного хозяйства и транспортировки топлива для сжигания; при пылеугольном топливе расстояние от них до котельного отделения предусматривается с учетом непревышения предельно допустимого угла наклона конвейера топливоподачи.
ОРУ располагают исходя из удобства трассировки линий электропередачи (ЛЭП) – лучше всего со стороны машзала.
Со стороны постоянного торца главное здание обычно связано галереей с объединенным вспомогательным корпусом (ОВК), где находятся административные службы, столовая, мастерские, склады и т.д.
Со стороны временного торца главного корпуса резервируется свободное место для расширения котлотурбинного цеха. На этой территории могут располагаться временные объекты, например, монтажно-сборочные площадки, насыпные склады угля, автостоянки.
Назовем основные требования к генеральному плану.
Здания и сооружения электростанции располагаются таким образом, чтобы обеспечивалась минимальная протяженность транспортных путей при одновременном соблюдении минимально допустимых расстояний между отдельными объектами. Эти нормы устанавливаются прежде всего для обеспечения противопожарной безопасности. Для хранения горючих материалов могут сооружаться специальные склады на отдельной огороженной площадке.
ТЭС и АЭС целесообразно проектировать сразу на полную мощность, чтобы уменьшить стоимость строительства за счет совмещения ряда объектов в единых общестанционных зданиях. В первую очередь это касается всего, что может размещаться в ОВК.
На территории станции нужно предусмотреть удобные стоянки для автотранспорта, тротуары, озеленение и т.п.


56. Какие количественные показатели характеризуют совершенство генерального плана? Каковы особенности генерального плана ТЭЦ? Каковы особенности генерального плана АЭС?

Совершенство генерального плана может характеризоваться следующими количественными показателями:
- удельная площадь застройки, равная отношению площади станции в ограде к установленной мощности;
- коэффициент использования территории, показывающий, какая доля всей площади станции в ограде занята зданиями и сооружениями;
- коэффициент застройки, равный отношению площади, занятой зданиями, ко всей площади в ограде.
Особенностью генерального плана ТЭЦ по сравнению с КЭС является необходимость максимально возможной экономии площадей, так как ТЭЦ обычно расположены в городах. Здесь предпочтительны оборотные СТВ с градирнями. Часть распределительных устройств может располагаться в закрытых помещениях – это ЗРУ.
На генеральном плане ТЭЦ показываются не только выводы ЛЭП, но и трубопроводы подачи пара и горячей воды тепловым потребителям.
Рассмотрим также особенности генерального плана АЭС.
Атомные электростанции имеют только блочную структуру, главным образом по соображениям безопасности реакторной установки. В связи с этим нужно выбрать место между энергоблоками для расположения общестанционных объектов.
К ним, в частности, относятся спецводоочистка (СВО), предназначенная для обработки радиоактивных вод, и вентиляционный центр, осуществляющий принудительную приточно-вытяжную вентиляцию помещений для обеспечения радиационной безопасности эксплуатационного персонала АЭС.
Склад нового топлива (свежих твэлов) размещается рядом с реакторным отделением, а хранилища РАО не ближе 500 м от него.
На АЭС имеется лабораторно-вспомогательный корпус, который располагают со стороны постоянного торца главного здания, здесь же находится и ОВК.


XVII. КОМПОНОВКА ГЛАВНОГО ЗДАНИЯ ТЭС И АЭС


57. Какова структура главного здания ТЭС и АЭС? Каковы основные принципы компоновки главного здания электростанции, какие количественные показатели характеризуют совершенство компоновки? Какие особенности имеют компоновки главных зданий ТЭЦ, АЭС?

Главное здание пылеугольной ТЭС включает в себя:
- котельное отделение (котельный цех);
- турбинное отделение (другие названия - машинный зал, машинное отделение, турбинный цех); котельное и турбинное отделение могут быть объединены в один цех – котлотурбинный (КТЦ);
- бункерное отделение, которое может находиться между котельным и турбинным отделениями;
- деаэраторное отделение, обычно располагающееся над бункерным отделением.
Котельное и турбинное отделения относят к основным, а бункерное и деаэраторное – к вспомогательным помещениям главного здания ТЭС.
Компоновка главного здания электростанции – это совокупность технических решений по взаимному размещению в нем основного и вспомогательного оборудования.
Компоновка главного здания ТЭС и АЭС основана на принципах обеспечения надежности, безопасности и экономичности. Это означает осуществление таких компоновочных решений, которые:
- позволяют ограничить возможные последствия незначительных отказов оборудования, проводить ремонтные и профилактические работы и тем самым повысить надежность энергоблока;
- локализовать серьезные аварии, минимизировать время пребывания персонала в наиболее опасных зонах в целях обеспечения безопасной эксплуатации электростанций;
- дают возможность достичь минимальной удельной кубатуры главного здания (т.е. объема помещения в расчете на 1 кВт установленной электрической мощности) и минимальной суммарной длины трубопроводов; эти количественные показатели характеризуют совершенство компоновки главного здания ТЭС и АЭС.
Отметим особенности компоновок главных зданий ТЭЦ и АЭС.
Для ТЭЦ характерно большее разнообразие типоразмеров котлов и турбин по сравнению с КЭС, так как они вырабатывают и электрическую, и тепловую энергию для внешних потребителей. Следовательно, компоновочные решения также могут быть весьма различными.
Для экономии затрат при строительстве и монтаже оборудования разработаны проекты ТЭЦ заводского изготовления:
- ТЭЦ-ЗИТТ (ТЭЦ заводского изготовления на твердом топливе);
- ТЭЦ-ЗИГМ (на газомазутном топливе).
В главном здании двухконтурной АЭС вместо котельного отделения имеется реакторно-парогенераторное отделение (другие названия – реакторно-парогенераторный цех, аппаратный цех, аппаратное отделение).
Основной особенностью компоновки главного здания АЭС является расположение реакторно-парогенераторного отделения под специальной защитной оболочкой. Она выполнена из предварительно напряженного железобетона, т.е. в случае повышения давления внутри оболочки сначала происходит компенсация ее предварительного сжатия, а только после этого работа на растяжение.
Оболочка рассчитана на локализацию последствий так называемой максимальной проектной аварии (МПА) – мгновенного, полного, местного разрыва главного циркуляционного трубопровода между реактором и парогенератором (специалисты по надежности ядерных энергоустановок считают такую аварию весьма маловероятной, скорее гипотетической). При защите от внешних воздействий оболочка может выдержать, например, падение самолета.
В главном здании АЭС предусматриваются две зоны – зона строгого режима и чистая (с точки зрения радиоактивности). В связи с этим все помещения подразделяются на три категории:
- необслуживаемые, в которых пребывание персонала не допускается;
- полуобслуживаемые, где время пребывания людей строго ограничено;
- обслуживаемые (с неограниченным временем пребывания персонала).


58. Как решается вопрос о продольном или поперечном расположении турбин в машинном зале? Каковы достоинства и недостатки бокового и подвального расположения конденсаторов турбин?

Рассмотрим два наиболее характерных примера компоновочных решений по размещению основного и вспомогательного оборудования в главном здании электростанции.
При компоновке турбинного отделения должно быть принято решение о продольном или поперечном расположении турбин.
От этого прежде всего зависит длина пролета машзала. С точки зрения обеспечения наибольшей грузоподъемности мостовых кранов желательно уменьшить пролет, что достигается продольным расположением турбин. Но при поперечном расположении уменьшается длина наиболее ответственных паропроводов острого пара от котлов к турбинам.
Отсюда следует, что при решении вопроса о выборе того или иного варианта расположения турбин в машинном зале необходимо принимать во внимание такие факторы как длина турбогенератора, количество котлов на одну турбину и их размеры, удобство размещения вспомогательного оборудования турбоустановки, эксплуатационные требования и др. Окончательное решение принимается на основе технико-экономического анализа.
Таким же методом решается вопрос о боковом или подвальном расположении конденсаторов турбин, поскольку оба варианта имеют свои преимущества.
При боковом расположении конденсаторов улучшаются условия работы конденсатных насосов за счет увеличения подпора, зависящего от разности высот этих агрегатов.
С другой стороны, желательно располагать оборудование главного здания по высоте - для уменьшения его общей площади. С этой точки зрения предпочтительнее подвальное расположение конденсаторов турбин.


XVIII. ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ


59. Чем отличаются принципиальные и развернутые тепловые схемы, что на них показывается? Какова цель расчета принципиальной тепловой схемы турбоустановки?

Тепловая схема электростанции представляет собой совокупность технологических схем установок, входящих в состав тепломеханического оборудования ТЭС и АЭС.
Различают принципиальную (ПТС) и развернутую (РТС) тепловые схемы. РТС можно называть также полной тепловой схемой.
ПТС включает в себя основные установки ТЭС и АЭС – реакторную, парогенераторную, паротурбинную.
Все однотипное оборудование на ПТС показывается однократно, независимо от количества одинаковых агрегатов, арматура наносится лишь важнейшая, например, некоторые обратные клапаны, главные запорные задвижки (ГЗЗ) на трубопроводах, соединяющих реактор и парогенераторы двухконтурной АЭС.
Трубопроводы на ПТС показываются одной линией - даже в тех случаях, когда имеется несколько дублирующих (параллельных) потоков.
РТС включает в себя не только основные, но и вспомогательные установки, в том числе систему техводоснабжения, при этом наносится все оборудование, арматура и трубопроводы. Исключение могут составлять только небольшие отдельные узлы (например, подача циркуляционной воды на маслоохладители), выносимые на специальные установочные чертежи.
Существует два вида расчетов принципиальных тепловых схем турбоустановок. Первый из них предусматривает определение электрической мощности турбоагрегата при известном расходе свежего пара в голову турбины – по аналогии с расчетами теплообменников такой расчет можно считать поверочным. Второй вид расчета ПТС предполагает решение противоположной (можно сказать, конструкторской) задачи – нахождение расхода начального пара для обеспечения требуемой мощности турбоустановки.


60. Какие условные обозначения используются на тепловых схемах ТЭС и АЭС?

Условные обозначения на тепловых схемах ТЭС и АЭС регламентируются государственными и отраслевыми стандартами.
В Приложении 1 приведены наиболее часто встречающиеся на тепловых схемах условные обозначения трубопроводов, арматуры, основного и вспомогательного оборудования ТЭС и АЭС. С другими обозначениями можно ознакомиться в учебно-методической и справочной литературе, список которой расположен в конце данного учебного пособия.









ПРИЛОЖЕНИЕ 1

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ НА ТЕПЛОВЫХ СХЕМАХ [7]



- пар свежий (толщина линий 0,8-1,5 мм)


- пар промперегрева (0,8-1,5 мм)


- пар регулируемых отборов и противодавления (0,8-1,5 мм)


- пар нерегулируемых отборов (0,8-1,5 мм)


- паровоздушная смесь (0,2-1,0 мм)


- вода питательная (0,2-1,0 мм)


- конденсат (0,2-1,0 мм)


- вода техническая, циркуляционная (0,2-1,0 мм)


- вода сетевая и подпиточная (0,2-1,0 мм)



- размер трубы (наружный диаметр и толщина стенки, мм)


- материал трубопровода


- параметры пара (давление, кгс/см2, температура, °С)

1
- номер отбора пара

Трубопроводы

- перекрещивание трубопроводов (без соединения)


- соединение трубопроводов


Арматура

- вентиль (клапан) запорный


- вентиль (клапан) регулирующий


- клапан обратный (движение рабочего тела
возможно от белого треугольника к черному)


- клапан предохранительный


- клапан дроссельный


- клапан редукционный (вершина треугольника
направлена в сторону повышенного давления)


- задвижка


- вентиль с электроприводом переменного тока


- редукционно-охладительная установка



Основное и вспомогательное оборудование

- цилиндр турбины однопоточный или газовая турбина (здесь и далее m = 10, 20, 30 или 40 мм в зависимости от размера тепловой схемы)



- турбопривод


- котел паровой или водогрейный


- пароперегреватель первичный или промежуточный (газовый)


- экономайзер


- насос


- компрессор


- эжектор пароструйный или водоструйный


- конденсатор





- смешивающий теплообменник


- теплообменник (подогреватель) поверхностный


- подогреватель поверхностный со встроенными
поверхностями нагрева



- деаэратор



- тепловой потребитель


- турбонасос


- испаритель турбоустановки




ПРИЛОЖЕНИЕ 2

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ

АЗ – аварийная защита; активная зона (ядерного реактора)
АСПТ, АСТ – атомная станция промышленного теплоснабжения, атомная
станция теплоснабжения
АСУТП – автоматизированная система управления тепловыми процессами
АТЭЦ – атомная теплоэлектроцентраль
АЭС – атомная электрическая станция
БН – бустерный насос
БОУ – блочная обессоливающая установка
БРОУ, БРУ – быстродействующая редукционно-охладительная,
редукционная установка
БС – барабан-сепаратор
БЩУ – блочный щит управления
ВВЭР – водо-водяной энергетический реактор
ВС – верхняя ступень (сетевого подогревателя)
ВСП – верхний сетевой подогреватель
ГАВР – гидразин-аммиачный водный режим
ГАЭС – гидроаккумулирующая электростанция
ГеоТЭС – геотермальная теплоэлектростанция
ГеЭС – гелиоэлектростанция (солнечная электростанция)
ГЗЗ – главная запорная задвижка
ГОСТ – государственный стандарт
ГОЭЛРО – государственный план электрификации России (1920 г.)
ГП – генеральный план (электростанции)
ГРП – газораспределительный пункт
ГРЭС – государственная районная электростанция
ГТ, ГТД, ГТУ, ГТУ-ТЭЦ, ГТЭ – газовая турбина, газотурбинный двигатель,
газотурбинная установка, ТЭЦ с ГТУ,
газотурбинная электростанция
гут – грамм условного топлива
ГЦК – главный циркуляционный контур
ГЦН – главный циркуляционный насос
ГЩУ – главный щит управления
ГЭС – гидроэлектростанция
Д - деаэратор
ДВ – дутьевой вентилятор
ДВД – деаэратор высокого давления
ДИ – деаэратор испарителя
ДН – дренажный насос
ДНД – деаэратор низкого давления
ДПТС – деаэратор подпитки теплосети
ДС – дымосос
ДТ - дымовая труба
ЗРУ – закрытое распределительное устройство
ЗУ – золоуловитель
ЗШО, ЗШУ – золошлакоотвал, золошлакоудаление
И - испаритель
К – конденсатор
КЗ – короткое замыкание
КИ – конденсатор испарителя
КИУМ – коэффициент использования установленной мощности
КМПЦ – контур многократной принудительной циркуляции
КН – конденсатный насос
КНС – насос конденсата сетевых подогревателей
КО – конденсатоочистка; конденсатоотводчик; компенсатор объема
КПД – коэффициент полезного действия
КПТ – конденсатно-питательный тракт
КПТЭ – комбинированное производство тепловой и электрической энергии
КТ – конденсатный тракт
КТЦ – котлотурбинный цех (электростанции)
КУ – котельная установка; котел-утилизатор
КЦ – котельный цех (электростанции)
КЭС – конденсационная электростанция
ЛЭП – линия электропередачи
МАГАТЭ – Международное агентство по атомной энергии
МБ – материальный баланс
МГДУ – магнитогидродинамическая установка
МИРЭК, МИРЭС – Мировая энергетическая конференция, Мировой
энергетический совет
МПА – максимальная проектная авария (на АЭС)
Н - насос
НВИЭ – нетрадиционные и возобновляемые источники энергии
НКВР – нейтрально-кислородный водный режим
НОК – насос обратного конденсата
НС – нижняя ступень (сетевого подогревателя)
НСП – нижний сетевой подогреватель
ОВ – охлаждающая вода; очищенная вода; охладитель выпара (деаэратора)
ОВК – объединенный вспомогательный корпус
ОД – охладитель дренажа
ОК – обратный конденсат; обратный клапан
ОП – охладитель продувки
ОРУ – открытое распределительное устройство
ОСТ – отраслевой стандарт
ОУ – охладительная установка; охладитель уплотнений
ОЭ – основой эжектор
ПВ – питательная вода
ПВД – подогреватель высокого давления
ПВК – пиковый водогрейный котел
ПВТ – пароводяной тракт
ПГ - парогенератор
ПГУ – парогазовая установка; парогенерирующая установка
ПДК – предельно допустимая концентрация
ПЕ – перегреватель свежего пара
ПК – предохранительный клапан; пиковый котел
ПКВД, ПКНД – паровой котел высокого, низкого давления
ПН – питательный насос
ПНД - подогреватель низкого давления
ПО - пароохладитель
ПП – промежуточный пароперегреватель
ППР – паропреобразователь; планово-предупредительный ремонт
ПТ - паровая турбина; паровой тракт; подготовка топлива
ПТС – принципиальная тепловая схема
ПТУ – паротурбинная установка
ПУ – подогреватель уплотнений
ПХ – паровая характеристика
ПЭ – подогреватель эжекторов; пусковой эжектор
ПЭН – питательный электронасос
Р – расширитель; реактор (ядерный)
РАО – радиоактивные отходы
РАО «ЕЭС России» - Российское открытое акционерное общество
энергетики и электрификации «Единая
электроэнергетическая система России»
РБМК – реактор большой мощности канальный (кипящий)
РБН – реактор на быстрых нейтронах
РВП – регенеративный воздухоподогреватель
РОУ – редукционно-охладительная установка
РП – регенеративный подогреватель
РТН – реактор на тепловых нейтронах
РТС – развернутая (полная) тепловая схема
РУ – редукционная установка; реакторная установка
РЦ – реакторный цех (атомной электростанции)
С - сепаратор
САОЗ – система аварийного охлаждения зоны (ядерного реактора)
СВО, СГО – спецводоочистка, спецгазоочистка (на АЭС)
СЗЗ – санитарно-защитная зона
СК – стопорный клапан
СКД, СКП – сверкритическое давление, сверхкритические параметры
СМ - смеситель
СН – сетевой насос
СП – сетевой подогреватель
СПП – сепаратор-промпароперегреватель
СТВ – система технического водоснабжения
СУЗ – система управления и защиты (ядерного реактора)
СХТМ – система химико-технологического мониторинга
СЭС – солнечная электростанция
Т – турбина
ТБ – тепловой баланс; техника безопасности
ТВ – техническая вода
ТВД – турбина высокого давления
ТВС, твэл – тепловыделяющая сборка, тепловыделяющий элемент
ТГ - турбогенератор
ТГВТ – топливно-газо-воздушный тракт
ТГУ – турбогенераторная установка
ТК – теплофикационный пучок конденсатора турбины; технологический
канал (ядерного реактора); топливная кассета (для АЭС)
ТН – теплоноситель
ТНД – турбина низкого давления
ТО - теплообменник
ТП – тепловой потребитель; турбопривод (насоса)
ТПН – питательный насос с турбоприводом (турбопитательный насос)
ТТЦ – топливно-транспортный цех (электростанции)
т/у – турбоустановка
ТУ – турбоустановка; технические условия
ТХ – топливное хозяйство; тепловая характеристика
ТЦ – турбинный цех (электростанции)
ТЭК – топливно-энергетический комплекс
ТЭО – технико-экономическое обоснование (проекта)
ТЭР – топливно-энергетические ресурсы
ТЭС – тепловая электрическая станция
ТЭЦ – теплоэлектроцентраль
ТЭЦ-ЗИГМ – теплоэлектроцентраль заводского изготовления на
газомазутном топливе
ТЭЦ-ЗИТТ – теплоэлектроцентраль заводского изготовления на твердом
топливе
ФОРЭМ – федеральный оптовый рынок энергии и мощности (России)
ХВО – химводоочистка
ХОВ – химочищенная вода
ХХ – холостой ход (турбины)
ХЦ – химический цех (электростанции)
ЦВ – циркуляционная вода
ЦВД, ЦНД, ЦСД – цилиндр высокого, низкого, среднего давления (турбины)
ЦН – циркуляционный насос
ЦТАИ – цех тепловой автоматики и измерений (электростанции)
ЦЦР – цех централизованного ремонта (электростанции)
ЧВД, ЧНД, ЧСД – часть высокого, низкого, среднего давления (турбины)
ЭГ – электрогенератор
ЭДС – электродвижущая сила
ЭС – электрическая станция, Энергетическая стратегия (России)
ЭУ – эжектор уплотнений
ЭХ – энергетическая характеристика
ЭЦ – электроцех (электростанции)
ЯТ, ЯТЦ – ядерное топливо, ядерно-топливный цикл
ЛИТЕРАТУРА

1. Волков Э.П., Ведяев В.А., Обрезков В.И. Энергетические установки электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1983.
2. Гиршфельд В.Я., Морозов Г.Н. Тепловые электрические станции. М.: Энергоатомиздат, 1986.
3. Грибков А.М., Гаврилов Е.И., Полтавец В.М. Основы проектирования и эксплуатации тепловых электростанций. Казань: Изд-во КГЭУ, 2004.
4. Дементьев Б.А. Ядерные энергетические реакторы. М.: Энергоатомиздат, 1990.
5. Дэвинс Д. Энергия. М.: Энергоатомиздат, 1985.
6. Елизаров Д.П. Теплоэнергетические установки электростанций. М.: Энергоиздат, 1982.
7. Киселев Г.П. Условные обозначения энергетического оборудования, трубопроводов и арматуры в тепловых схемах. Методические указания по дипломному проектированию для специальности «Тепловые электрические станции». М.: Изд-во МЭИ, 1981.
8. Литвин А.М. Основы теплоэнергетики. М.: Энергия, 1973.
9. Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции. М.: Высшая школа, 1974, 1978, 1984.
10. Маргулова Т.Х., Подушко Л.А. Атомные электрические станции. М.: Энергоиздат, 1982.
11. Нигматуллин И.Н., Нигматуллин Б.И. Ядерные энергетические установки. М.: Энергоатомиздат, 1986.
12. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. М.: СПО ОРГРЭС, 2003.
13. Проценко А.Н. Покорение атома. М.: Атомиздат, 1964.
14. Проценко А.Н. Энергия будущего. М.: Молодая гвардия, 1985.
15. Проценко А.Н. Энергетика сегодня и завтра. М.: Молодая гвардия, 1987.
16. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергоатомиздат, 1976, 1987.
17. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: Изд-во МЭИ, 2001.
18. Промышленные тепловые электростанции/ Под ред. Е.Я.Соколова. М.: Энергия, 1979.
19. Стерман Л.С., Лавыгин В.М., Тишин С.Г. Тепловые и атомные электрические станции. М.: Изд-во МЭИ, 2000, 2004.
20. Стерман Л.С., Тевлин С.А., Шарков А.Т. Тепловые и атомные электрические станции. М.: Энергоиздат, 1982.
21. Тепловые и атомные электрические станции/ Под ред. А.В. Клименко, В.М. Зорина. М.: Изд-во МЭИ, 2003.
22. Чичирова Н.Д., Шагиев Н.Г., Евгеньев И.В. Химия комплексных соединений. Комплексные соединения в теплоэнергетике. Казань: Изд-во КГЭИ, 1999.
23. Шагиев Н.Г., Мельников В.Н., Дик В.П. Экономика ядерной энергетики и организация производства. М.: Изд-во МЭИ, 1994.








13PAGE 15


13PAGE 149415



13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415


13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415





13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415


















































13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.DSMT4 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415







Root EntryEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeОEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation Native

Приложенные файлы

  • doc 8833824
    Размер файла: 2 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий