Регенеративный подогрев питательной воды на ТЭС
advertisement
Содержание Регенеративный подогрев питательной воды на ТЭС ...............................................................3 Влияние регенерации на КПД станции ...................................................................................3 Расход пара в отборы турбины на регенерацию ....................................................................5 Уравнение теплового баланса подогревателя .....................................................................5 Расход пара на турбину с регенерацией ..............................................................................6 Удельный расход пара на турбину с регенерацией ............................................................7 Распределение регенеративных отборов в турбине ...............................................................8 Распределение регенерации для турбин с промперегревом ............................................10 Оптимальная температура питательной воды ......................................................................11 1) Теоретическая оптимальная температура питательной воды .....................................11 2) Экономическая оптимальная температура питательной воды ...................................12 Недогрев питательной воды до температуры насыщения в регенеративных подогревателях.....................................................................................................................12 Схемы регенеративного подогрева ........................................................................................13 Схема с подогревателями смешивающего типа ..............................................................13 Узловая схема подогревателя смешивающего типа со сливом дренажа после себя ....13 Схема слива дренажей до себя ...........................................................................................14 Каскадная схема слива дренажей .......................................................................................15 Совершенствование схемы каскадного слива охладителей дренажа .............................15 Охладители пара отборов .......................................................................................................17 Выносные охладители пара ........................................................................................................18 Схема «Виолен» ...................................................................................................................18 Схема Рикора – Некольного ...............................................................................................18 Реальная схема регенеративного подогрева, применяемая на ТЭС. ..................................19 Конструкции регенеративных подогревателей ........................................................................21 Конструкция ПНД ...................................................................................................................21 Конструкция ПВД ...................................................................................................................22 Материальный баланс рабочего тела в цикле станции ............................................................25 Восполнение потерь пара и воды на ТЭС .................................................................................26 Химический метод подготовки добавочной воды ...............................................................26 Термический метод обессоливания добавочной воды ........................................................27 Многоступенчатые испарительные установки .................................................................28 Трёхступенчатая схема с последовательным питанием испарителей ............................29 Многоступенчатое испарение установки мгновенного вскипания ................................30 С потерей тепловой экономичности турбинной установки ............................................32 Без потери тепловой экономичности .................................................................................32 Тепловой расчёт испарительной установки ..............................................................................34 Уравнение теплового баланса КИ ..........................................................................................35 Отпуск тепловой энергии потребителям от ТЭЦ .....................................................................36 Отпуск теплоты с горячей водой на нужды отопления, вентиляции и ГВС .....................38 Трёхступенчатая схема подогрева сетевой воды .............................................................38 Коэффициент теплофикации ТЭЦ .....................................................................................38 Расчёт сетевой установки ...................................................................................................40 Деаэрация питательной воды на ТЭС........................................................................................42 Влияние газов, растворённых в воде на работу оборудования ...........................................43 Деаэраторы электростанций ...................................................................................................43 Классификация деаэраторов ...............................................................................................44 Баки-аккумуляторы деаэраторов .......................................................................................45 Включение деаэратора в тепловую схему турбины .........................................................45 Уравнение теплового баланса ............................................................................................46 Уравнение материального баланса ....................................................................................46 Питательные установки ТЭС .....................................................................................................47 Включение ПН и КН в тепловую схему ................................................................................47 Привод питательных насосов .................................................................................................49 Включение турбинного привода в тепловую схему турбины .........................................50 Определение напора, создаваемого питательными насосами .........................................52 Давление создаваемое конденсационными насосами ......................................................52 Принципиальная тепловая схема ТЭС ......................................................................................52 Составление ПТС КЭС ...........................................................................................................56 Выбор оборудования электростанций ...................................................................................56 Выбор мощности ТЭС.........................................................................................................56 Выбор основного оборудования электростанции ................................................................58 Выбор котельных агрегатов ТЭС ...........................................................................................59 Типы котлов .........................................................................................................................60 Выбор турбин и конденсаторов .............................................................................................60 Выбор вспомогательного оборудования турбинной установки. ........................................60 Выбор теплообменников в тепловой схеме ..........................................................................60 Выбор насосов .........................................................................................................................61 Выбор баков .............................................................................................................................63 Выбор вспомогательного оборудования котельной установки ..........................................64 Выбор оборудования систем пылеприготовления ...............................................................64 Выбор ТДМ ..............................................................................................................................65 Выбор водоподготовки ...........................................................................................................66 Резерв подготовки воды ......................................................................................................66 Развёрнутая тепловая схема ТЭЦ (РТС ТЭЦ) ..........................................................................66 Схема главных паропроводов блочных ТЭС (10.1) .............................................................66 Схема главных паропроводов неблочных ТЭС (10.2) .........................................................67 Схема главных трубопроводов блочных ТЭС (10.3) ...........................................................67 Линия основного конденсата турбины (10.6) .......................................................................68 Трубопроводы и арматура электростанций ..............................................................................68 Типы трубопроводов и их характеристика ...........................................................................68 Дроссировка трубопроводов ..................................................................................................70 Контроль состояния трубопроводов ......................................................................................70 Обозначения трубопроводов ..................................................................................................70 Расчёт трубопроводов .............................................................................................................71 Арматура электростанций ......................................................................................................72 Регенеративный подогрев питательной воды на ТЭС Влияние регенерации на КПД станции ЧВД К Рп1 ЧСД ЧНД Р2 Рп2 tпв Рис. 1. Схема ТЭС с применением регенерации 1 Т Т 0сред Р2 tпв Т2 2 X=1 S Рис. 2. Цикл без регенерации Т 2 η t 1 сред Т 0 сред Т Т сред 0 0 рег Т рег Т 2 2 η рег t ηt В действительности данная схема регенерации не применяется, потому что конечная точка расширения попадает в зону запредельной влажности, а также нельзя выполнить конструктивную схему переброса пара t0 Рп1 Р0 Т, ºС Рп Т 0сред 2 tпв Р2 2 Т2 X=1 Рис. 3. Цикл с регенерацией S, кДж/кг Реальная схема выполняется с отборами пара из турбины, с полной Ро t0 Т, ºС Рп1 Т 0сред tпв Рп2 Р2 2 X=1 S, кДж/кг Рис. 4. Цикл с регенерацией конденсацией пара в конденсаторах без возврата в турбину. Ро Dп1,23 % Такая схема обеспечивает работоспособность турбины, так как: К 1) конечная точка Рп1 Рп2 расширения не меняет своё Р2 положение по сравнению с tпв турбиной без регенерации; 2) Отбор пара на регенерацию в количестве 20 % от общего расхода позволяет сократить объёмный пропуск пара на Рис. 5. Реальная схема с отборами пара из турбины ЦНД, что приводит к снижению высоты лопатки последней ступени турбины, а значит способствует повышению механической прочности лопатки; 3) на первой ступени турбины (регулирующей) чем меньше высота лопатки, тем меньше ηoi ступени из-за вихрей, возникающих у корня и бандажной ленты. Применение регенерации при той же мощности требует увеличение расхода пара на первой ступени турбины, что благотворно влияет на на увеличение высоты лопатки первой ступени. Расход пара в отборы турбины на регенерацию Количество пара, идущего в отбор на регенеративный подогреватель определяется конденсирующей способностью подогревателя. Конденсационная способность подогревателя определяется по тепловому балансу, то есть равенству количества теплоты, воспринятого питательной водой и вносимого греющим паром. Уравнение теплового баланса подогревателя пвi iпвi Dпi iпi iдрi η Dпв i под Dпв- раход питательной воды Dпi – раход греющего пара iпвi – энтальпия питательной воды на выходе из подогревателя iпвi – энтальпия питательной воды на входе в подогреватель iпi – энтальпия греющего пара iдрi – энтальпия дренажа ηпод =0,99 - КПД подогревателя Dпi iПi iПВi iПВi Dпв iДрi Расход пара на турбину с регенерацией Расход пара на турбину с регенерацией определяется на основании энергетического уравнения турбины. z Ni Dп i o i Dк i o i - мощность, определяемая для турбин с 2 пi i1 i регенеративными подогревателями Dо io Dп1 Dп2 iП1 Dп3 Dк iП2 iП3 iП4 Ni D i i - для турбин без отборов пара 0 0 2 Z D D Dк 0 i1 пi i i Z Ni пi 2 D D 0 i i пi i i 0 2 i1 0 2 i i пi 2 φ - коэффициент недовыработки мощности паром i-того пi i i 0 2 отбора Ni Dк 0 i i 0 2 Z Ni D 1 α φ 0 i1 пi пi i i 0 2 D пi - относительный расход пара в отбор D 0 Ni D 0 Z 1 α φ Hi пi пi i1 α пi Нi i i Ha η 0 2 oi Nэ Ni ηм ηг Nэ - расход пара с регенерацией D 0 Z 1 α φ Ha η η η пi пi oi м г i1 Nэ -расход пара без регенерации D 0 Ha η ηм ηг oi Z 1 α φ 1 i1 пi пi D Dк 0 0 Удельный расход пара на турбину с регенерацией D α 0 0 Nэ 1 α 1 пi φ На η ηм ηг пi оi кг α 3 0 кВт час α αк ; 0 0 Турбина ПТ Nэ D 0 Z 1 α φ α φ α φ Ha η η η п п т т пi пi oi м г i1 Dп αп D 0 Dт αт D 0 При определении балансов и КПД для турбины с регенерацией используются те же формулы, что и для турбин без регенерации. Отличие состоит в величине температуры и энтальпии питательной воды. Qс Ву Qу Вн Qн р р Qпк Dпе i i пв 0 р i i пв пв р Q ту D i i пв 0 0 Распределение регенеративных отборов в турбине При формировании схемы необходимо ответить на следующие вопросы: 1) Какова должна быть степень подогрева воды в регенеративном подогревателе? 2) Как распределить отборы по турбине? 3) Сколько отборов оптимально для турбины? h, кДж/кг Ро t0 0 h 0 1 h1 2 ∆H 1 1 t1 iпв Рп2 t2 2 h 2 3 2 Рп3 t3 3 h 3 4 iпв Рп1 Р2 iпв 3 4 iпв3 S, кДж/кг Рис. 6. Процесс работы пара в турбине с конденсацией и регенеративными отборами 1. Считается оптимальным, если степень подогрева воды следующая: Δi i i Δh в1 пв1 пв2 01 Δi i i Δh в2 пв2 пв3 12 Δi i пв i Δh в3 пв4 23 2. Оптимальной считается равномерное распределение теплоперепада по отборам: Hi Δh Δi вс i z 1 3. Зависимость КПД от количества ступеней: η ,% Z= 15 Z=5 10 Z=2 5 Z=1 0 100 200 300 tпв, ºС Рис. 7. Зависимость повышения КПД турбоустановки от подогрева питательной воды и и числа отборов турбины Т, ºС Ро Р2 Ni Z=1 Z=9 S, кДж/кг Рис. 8. Цикл Ренкена Оптимальное количество ступеней подогрева от пяти до девяти. Если число ступеней меньше пяти, то прирост термического КПД ( η t ) очень мал, а больше девяти ступеней делать не имеет смысла, т.к. прирост КПД незначителен и несоизмерим с затратами. Ex Потери ex tпв, ºС 23 200 Рис.9. Зависимость эксэргии пара от температуры питательной воды и от числа ступеней подогрева Оптимальная эксэргия пара в данном отборе близка к эксэргии питательной воды. Распределение регенерации для турбин с промперегревом Рпп Рис.10 . Схема турбины при наличии промперегрева пара Ро h, кДж/кг t0 tпп=t0 hинд Dп1 Р2 Нi Рп1=f( t пвопт ) Dп2 Рпп S, кДж/кг Рис. 11. Процесс расширения пара в турбине при наличии промперегрева Второй отбор всегда совмещен с холодной ниткой промперегрева. Если пар на регенерацию забрать сразу после промперегрева, КПД турбины будет падать, так как не используется эксэргия пара после промперегрева. Определяется энтальпия индифферентной точки за промперегревом, если здесь забрать пар, то КПД при этом не изменится, а далее теплоперепад от hинд до Р2 разбивается равномерно и устанавливается отбор. Оптимальная температура питательной воды 1) Теоретическая оптимальная температура питательной воды Б Эк tпв Рис. 12. Схема движения питательной воды С развитием регенерации увеличилась температура питательной воды, термический КПД, КПД турбины, понизилась величина подогрева воды в экономайзере, увеличилась температура уходящих газов, а следовательно повысились потери тепла с уходящими газами q2 и снизился КПД котла. η η ту η тр ηпк ηм η эг η η тр ηпк ТЭС oi Δη ту Δη t опт пк η пв ТЭС ηпк ηпк 2) Экономическая оптимальная температура питательной воды t пв Крег Кпк Fпл К тв К ЦВД t опт(эк) t опт(теор) пв пв Ро, МПа to, tпп, ºС Z tпв, ºС ∆В, % 3,43 435 3 145-150 7-9 8,83 535 5 210-215 11-13 12,75 565/565 7-8 230-235 15-16 23,5 565/565 8-9 260-265 17-19 17-19 % - экономия топлива за счёт повышения параметров до сверхкритических, введения промперегрева и девятиступенчатого регенеративного подогрева. Недогрев питательной воды до температуры насыщения в регенеративных подогревателях t, ºС tпi t1 tпвi tпi t пis tпвi tпвi tдрi tпвi Dпв F, м2 Рис. 13. Изменение температуры питательной воды в регенеративном подогревателе Δt t sпi t 1 пвi При загрязнениях Δt t sпi Р отб п пар не дорасширяется и турбина не довырабатывает мощность, при этом η ту . Δt при F η ту Крег 1 S f t э/эн 1 Например для ПВД t1 3 6 o C Для ПНД t1 3 5o C Схемы регенеративного подогрева Схема с подогревателями смешивающего типа Рп1 Рп2 Рп3 Рис. 14. Схема регенеративного подогрева с подогревателями смешивающего типа Достоинства: 1. t1 0 2. ехп=ехв Недостатки: Наличие большого количества перекачивающих насосов низкая надежность. Применяются в качестве первой и второй ступени на блоках 500-800 МВт. С 1-2 ПНД перелив можно осуществлять за счет высокого размещения ПНД, на уровне 3-5 м водяного столба. Узловая схема подогревателя смешивающего типа со сливом дренажа после себя Рп1 > Рп2 > Рп3 t пв t s пi Рис. 15. Узловая схема подогревателя смешивающего типа со сливом дренажа после себя t1 до 0,1-0,5 ºС. Достоинства: t1 t1 по сравнению с обычной. Недостатки: Наличие большого количества перекачивающих насосов низкая надежность. ПНД4 ПНД3 ПНД2 ПНД1 Рис. 16. Узловая схема подогревателя смешивающего типа со сливом дренажа после себя Эта схема применяется на ПНД-2 и ПНД-3. Схема позволяет слить горячий дренаж в линию основного конденсата и не сбрасывать по каскаду в расширитель конденсатора, а также предотвращает отвод теплоты в окружающую среду. Схема слива дренажей до себя t пв Не применяется в принципе потому что горячий дренаж греющего пара, вводимый перед подогревателем понижает тепловосприятие перед пароперегревателем и снижает количество пара из отбора турбины на регенерацию. Понижается и расход пара на регенерацию в целом. t пв t sпi Рис.17. Cхема слива дренажей до себя Каскадная схема слива дренажей Рп1 Рп2 Рп3 Рис. 18. 31. Каскадная схема слива дренажей Достоинства: 1. Высокая надёжность; 2. нет насосов – нет перепадов между отборами Недостатки: Тепловая энергия вышестоящего отбора пропускается по дренажу в вышестоящий подогреватель, в то время как её можно было бы пропустить по турбине и вырабатывать там дополнительную мощность, то есть снижается КПД турбинной установки. Горячий дренаж вышестоящего отбора снижает конденсирующую способность нижестоящего отбора. Совершенствование схемы каскадного слива охладителей дренажа tп1 Рп1 Рп2 ОД tпв1 Рп3 t пв t sп1 tдр1 Рис. 19. Усовершенствованная схема каскадного слива охладителей дренажа t, ºС t п1 п1 ts t1 t пв1 tдр1 t пв FОД FП FПО F, м2 Рис. 20. Изменение температуры питательной воды Охлаждение дренажа ОД снижает переток теплоты по дренажам от выше- до нижестоящих подогревателей. Δt t t 2 дрi пвi Δt η ту Fохл.др. Крег АН 2 АН- амортизационные начисления Крег – капитальные затраты на регенерацию Sэ f(Δ( ) 2 Sэ – себестоимость электрической энергии Δt опт 4 8о С 2 Охладители пара отборов Рп1 Рп2 Рп3 ОД tпо1 tдр1 Рис. 21. Схема включения охладителей пара отборов t, ºС tï 1 t sï 1 t ç t ïâ 1 t1 tдр1 t ïâ F, м2 FОД FП FПО Рис. 22. Температурные напоры в подогревателе с ПО Выносные охладители пара Схема «Виолен» опт t пв Рп2 Рп3 ПО2 ПО1 tпв1 Рп1 ПВД1 ПВД 2 ПНД3 Рис.23. Схема включения выносных пароохладителей в схеме Виолен Наличие выносных пароохладителей повышает экономичность установки за счёт снижения давления Рп1 и большей выработки мощности паром этого отбора. При отсутствии ПО1 и ПО2 t опт пв должна быть за ПВД1и ей соответствует более высокое давление Рп1. При наличии пароохладителей опт t опт пв за точкой смешения, а за ПВД1 1 tПВ1< t пв Рп1 меньше и выработка мощности этим потоком пара больше. Недостаток: для ПО1 И ПО2 берется горячая вода за ПВД1, что снижает глубину охлаждения пара в пароохладителе. Схема Рикора – Некольного В отличие от предыдущей схемы в этой на охладители пара забирается более холодная вода, что обеспечивает более охлаждение пара в ПО. Достоинство: Как и в предыдущей схеме большая выработка мощности паром в турбине по сравнению со схемой без ПО. Эти схемы дают увеличение КПД на 0,5-0,7 %. tпв1 Рп2 ПВД1 Рп3 ПО1 Рп1 ПВД 2 ПО2 ПНД3 Рис.24 Схема включения выносных пароохладителей в схеме РикораНекольного Реальная схема регенеративного подогрева, применяемая на ТЭС. Схема состоит из трёх ПВД с каскадной схемой слива дренажей в деаэратор и четырёх ПНД, где так же реализована каскадная схема слива ПНД на 6 ПНД. Все ПВД со встроенными пароохладителями (ПО) и охладителями дренажа (ОД). По ПНД возможна установка выносных охладителей дренажа. Сброс дренажей ПВД 7, сальникового пароохладителя (СХ), охладителя эжектора (ОЭ), подогревателей уплотнений (ПУ) осуществляется с расширителей конденсаторов турбины. Деаэратор так же является ступенью регенеративного подогрева низкого давления, но главная функция – удаление газов, за деаэратором расположен питательный насос (для увеличения давления в цикле). ПУ и СХ – теплообменники, утилизирующие пар уплотнительных камер турбины. ОЭ предназначен для утилизации пара, идущего на основной эжектор ПНД. Рп1 Р2 ПВД1 Рп5 Рп4 Рп6 Рп7 Рп2 ПВД2 Д ПНД4 ПНД 5 ПВД3 ПН ОД Рис. 25. Реальная схема регенеративного подогрева, применяемая на ТЭС ПНД 6 ПНД 7 ПУ СХ ОЭ Конструкции регенеративных подогревателей Конструкция ПНД 3 Рп4 1 Пар 2 РУ Dок Рис. 26. Конструкция ПНД 1-трубная доска 2-U – образные трубки 3-водяные камеры РУ – регулирующие устройства Dок- основной конденсат турбины Рок близко к Рпi, поэтому применяется плоская трубная доска. Выполняются обычно без ПО и ОД. Уровень дренажа удерживается с помощью автоматического регулятора. Для крупных блоков с мощностью 500-800 МВт выполняются с ОД. Конструкция ПВД Особенность ПВД – большой перепад давлений между питательной водой и паром. Поэтому ПВД выполняется коллекторной схемой. Dп Рп1=35атм РУ ПН Dпв Рис.27. Конструкция ПВД 1,4Ро200 атм, при Ро=130 атм Устройство ПВД и ПНД определяется правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. Потери пара и конденсата на ТЭС и их восполнение ∑Dут Б РОУ Dпк СН ВЦ ВТ ВЭК ПН Dпр Выпар Dпв Do ∑Dпi ПВД Dк Периодическая продувка СНП Др ОЭ ПВД Рис. 28. Схема движения рабочего тела в цикле станции СНП – сепаратор непрерывной продувки; ВТ – вестовые трубы; Потери пара и воды в тепловой схеме Существует два вида потерь: 1) Потери пара с утечкой 2) Потери воды с продувкой Потери пара с утечкой 1. Технологические потери выпар выпар деар D ОЭ D ут D ВТ ут D ут ут 1) Через вестовые трубы потеря пара из уплотнений турбины (тот пар, который нельзя утилизировать) 2) Выпар из деаэратора 3) Выпар из основного эжектора 2. Нетехнологические потери Возникают при неплотной посадке предохранительных клапанов, по штокам арматуры, при наличии неплотностей (свищей). При составлении баланса вся утечка относится к паропроводам острого пара. D КЭС ут 1%Dпв D ТЭЦотоп 1,2%Dпв ут п 1,6%D D ТЭЦот ут пв Потери воды с продувкой Основная потеря происходит с непрерывной продувкой, которая осуществляется для стабилизации солесодержания в котловой воде. Величина непрерывной продувки определяется солевым балансом котельного агрегата. Спр D пр С дв D дв Sкорроз Сов D кондр ОВ 0 Dпр 0,5%Dпв D пр D дв С дв D ов С пв С пр Увеличение Спр осуществляется за счёт: 1) Установки выносных циклонов, солёных отсеков 2) Сокращения присоса охлаждающей воды в конденсаторе турбины 3) Устранение проскоков солей в охлаждающей воде Dпр=10 % Dпв – на котлах малой мощности Расход продувочной воды, сбрасываемой из циклона снижается так же за счёт расширителей, сепараторов непрерывной продувки. Количество Dр и Dпр определяется на основании Dпр i теплового баланса б В деаэратор расширителя. iр D пр i D р i р Dпр i р др б Dр р р i i i др др D пр Dp D пр б р i р i др β Dпр D пр 1 β Материальный баланс рабочего тела в цикле станции DоПК DРОУ iопк Dут ПК Dо ПТ Nэ i2 DПр DПВ DÂ ä ПН Рис. 29. Тепловая схема простейшей КЭС. Dпв Do D роу D ут Dпр Dопк Do D роу D ут К БОУ (для прямоточных котлов) Dпв Do D D т, nоот k Dпв Do D роу D ут Dпр 1 β Расход добавочной воды в цикле станции D дв Dвнш D роу D ут Dпр 1 β Dвнш – внешние потери – связаны с работой открытой схемы отпуска теплоты с паром промышленным потребителям α дв α ут α пр 1 β α внш 1.В прямоточных котлах устанавливаются БОУ – блочное обессоливающее устройство. БОУ – ионообменный фильтр смешивающего действия. 2. Барабанные котлы КЭС - α дв α ут α пр 1 β , α внш 0 3. Барабанные котлы ТЭЦ с отопительной нагрузкой α внш 0 , α дв α ут α пр 1 β 4. ТЭЦ с отопительной и промышленной нагрузкой α дв α ут α пр 1 β α внш Восполнение потерь пара и воды на ТЭС На ТЭС при Ро ≥ 8,8 МПа (90 Атм) восполнение потерь осуществляется полностью обессоленной добавочной водой. На ТЭС при Ро ≤ 8,8 МПа применяется химическая очистка добавочной воды – удаление катионов жёсткости, замещение их на катионы натрия, с сохранением остатков кислот (анионов). Подготовка обессоленной воды ведётся тремя способами: 1. Химический метод 2. Термический метод 3. Комбинированные физико-химические методы (использование элементов химической очистки, диализного, мембранного) Химический метод подготовки добавочной воды В поверхностных водах имеются грубодисперсные, коллоидные и истинно растворённые примеси. Вся система химической водоподготовки делится на две стадии: 1) Предочистка воды 2) Очистка от истинно растворённых примесей 1. Предочистка производится в осветлителях воды. При этом удаляются грубодиспергированные коллоидные примеси. Происходит замещение магниевой жёсткости на кальциевую и осуществляется магнезиональное обескремнивание воды. Al2(SO4)3 или Fe(SO4) – коагулянты MgO+H2SiO3 → MgSiO3↓ + H2O После предочистки вода содержит только истинно растворённые примеси 2. Очистка от истинно растворённых примесей осуществляется с помощью ионитных фильтров. 1) Н – катионитовый фильтр Н + Н+ Н Н+ Н Н+ + Н+ Са2+ + Н+ Н+ Н Н+ + SO 4 Н + Н+ OНМg2+ + K OН- OН+ + + OН- + OНOН- + OН- + СlNO3- + OН+ + OН- OН - SO 4 Вода походит две ступени Н – катионитовых фильтров, затем одна одна ступень анионитового фильтра. Декарбонизатор – улавливание СО2. После Н – катионитового и ОН – анионитового в воде слабые кислоты Н2CO3, H3РO4 , H2SiO3 при этом СO2 переходит в свободную форму и далее вода идёт на декарбонизатор, в котором СО2 удаляется физическим способом. Закон Генри – Дальтона G г k Pг Количество данного газа, растворённого в воде прямопропорционально парциальному давлению этого газа над водой. В декарбонизаторе за сёт того, что концентрация СО2 в воздухе приблизительно равна нулю, СО2 из воды выделяется в декарбонизаторе. Остатки слабых кислот (РО4, СО2, SiO3) улавливаются на сильном анионитовом фильтре. Термический метод обессоливания добавочной воды Основан на том явлении, что растворимость солей в паре при малых давлениях очень мала. Термическая подготовка добавочной воды осуществляется в испарителях. и и Dн=Dдв t s 1 t s 2 15 ºC Количество пара, идущего в одноступенчатой схеме приблизительно равен и2 Dдв+ D пр очищенному. Dп 5 i п 5 и1 Dп 5 i др и ts 2 и D пр2 Рис. 30. Схема испарителя и п t s 1 5 Многоступенчатые испарительные установки Р и > Р и > КИ Ри Dп5 D и2 Dп5 Dи2 D и2 и D дв D пр2 и D пр2 Рис.31 Трёхступенчатая схема с параллельным питанием испарителей Достоинство схемы: из одного расхода Dп5 можно получить три расхода Dи2 обессоленного пара. Ри Ри Ри 2 2 2 Недостаток схемы: наличие продувки в каждом испарителе. Трёхступенчатая схема с последовательным питанием испарителей Р и Р и КИ Ри Dп5 D и2 и D дв D пр2 Dп5 Dи 2 Dи2 Dпри2 DиI 2, II Рис.32 Трёхступенчатая схема с последовательным питанием испарителей Достоинство схемы: по сравнению с предыдущей – сокращение расхода продувочной воды из-за высокого солесодержания в последнем испарителе. Многоступенчатое испарение установки мгновенного вскипания Применяются в качестве испарительных установок для морской воды. Р6=0,08 кгс/см2 Р5 < Р4 < Р3 < Р2 < Р1=2 кгс/см2 Dморск. воды Dп5 Dдестилят В ЛОК Dпр Рис. 33. Схема многоступенчатого испарения установки мгновенного вскипания ЛОК - линия основного конденсата Особенность: на первой ступени температура не должна превышать 120ºС, чтобы не было солевых отложений. В последующих ступенях давление ниже, чем в предыдущих Принцип работы: сырая вода нагревается последовательно в каждом испарителе, затем в пароводяном теплообменнике до температуры выше температуры насыщения первой ступени испарительной установки. Она является перегретой для первой ступени и испаряется. Остатки солёной воды поступают на следующую ступень. В конечном итоге получается дестилят. Из шестой ступени идёт продувка. Включение испарительной установки в тепловую схему турбины С потерей тепловой экономичности турбинной установки Часть пара из пятого отбора идёт И в испаритель и в нём Dдв конденсируется. Тепловая энергия 5 6 этого пара передаётся через стенку добавочной воде и по нити Dпр вторичного пара идёт в ПНД 6. Там пар конденсируется, отдавая тепло Dи2 основному конденсату турбины. ПНД5 Достоинства: Относительно небольшие капитальные затраты ПНД6 Недостатки: тепловая энергия вышестоящего отбора поступает в нижестоящую ступень подогрева, вытесняя пар шестого отбора. Эту энергию можно было бы пропустить по отбору и выработать мощность. Рис. 34. Включение испарительной установки в Вместо этого энергия пятого отбора тепловую схему турбины (с потерей тепловой высокого потенциала используется экономичности турбины) для подогрева ПНД 6. Возникает эксергетическая потеря. Без потери тепловой экономичности И Dдв 5 6 Dпр Dи2 ПНД5 КИ ПНД6 в деаэратор Рис. 35. Включение испарительной установки в тепловую схему турбины (без потери тепловой экономичности турбины) В отличии от предыдущей схемы ПВД 6здесь работает самостоятельно по своему отбору. А ПНД 5 как бы разделён (на ПНД 5 и КИ). Тепловосприятия в КИ и ПНД5 такое же как и в ПНД при отсутствии испарительной установки. Включение многоступенчатых испарительных установок в схему турбины При одноступенчатом варианте испарительной установки при сбросе нагрузки на блоке может оказаться так, что основного конденсата турбины будет недостаточно для конденсации вторичного пара. При сбросе нагрузки расход добавочной воды изменяется непропорционально расходу рабочего тела в цикле, так как утечка и продувка слабо зависит от нагрузки. В этих случаях и применяют многоступенчатые установки. 6 5 КИ1 КИ2 Рис. 36. Включение многоступенчатой испарительной установки в тепловую схему турбины При глубоких разгрузках блока даже при многоступенчатом испарении конденсирующей способности КИ будет не достаточно для конденсации вторичного пара. В этом случае недостаточную часть добавочной воды в цикл готовят на резервной системе ХВО. И2 И1 5 6 Dдв вода Dи 2 ПНД5 пар Dи 2 конд Dи 2 КИ1 пар D и3 КИ2 ПНД6 В деаэратор Рис. 37. Включение многоступенчатой испарительной установки в тепловую схему турбины Тепловой расчёт испарительной установки Задача расчёта: определение необходимого количества пара из отбора для подготовки добавочной воды. Расход пара определяется на основе теплового баланса испарителя. и D i i1,2 Dи2 i и2 i1,2 Dи i i п п и и др др пр пр др 5 5 5 2 2 и и 1,2 и и 2 2 Dи п i п D дв i др D п i др D п i п D пр i пр 5 5 5 2 2 и 2 D дв D и D пр 2 i п определяется в точке пересечения Рп5 и процесса расширения пара в 5 турбине. п5 iи др f t s ; x 0 5 п t s 5 f Pп 5 5 и Dп 5 iп 5 Ри 2 п ts 5 и Dп 5 и i др 5 Dдв 1,2 iд и и D пр2 i пр2 Dи2 iи и ts 2 2 ки i др Рис. 38. Включение испарительной установки в тепловую схему турбины (без потери тепловой экономичности турбины) и п t s 2 t s 5 Δt и Δt и 10 15 ºС – температурный напор в испарителе 1,2 i1,2 др f Pдр ; х 0 и и 2 f t 2 ; х 0 i пр s и i и f t s 2 ; х 1 2 Dи2 – расход дистилята для восстановления потерь Dи D ут 1 β Dпр Dвнш 2 и 2 10% D D пр дв Dи2 ограничивается конденсирующей способностью КИ. Перед расчётом испарителя надо проверить конденсирующую способность КИ. Уравнение теплового баланса КИ ки Dи i и i ки D i ки др ок iок ок 2 2 ки i ки др f Pи ; х 0 2 ки Р и Р и ΔР пп 2 2 ки ки i ок f t s Δt ; Р ок 1 ки to Рок 1,65 Рд ки i iок ок6 Dок известен из баланса деаэратора. Если полученная величина Dи D ут Dпр D внш , то КИ обеспечит 2 конденсацию вторичного пара. Если Dи D ут Dпр D внш , то надо 2 принять Dи2 в балансе испарителя и определить Dп5. Недостаток добавочной воды в этом случае будет восполнен химической водоочисткой. Учёт потерь пара и конденсата в тепловой схеме при определении энергобаланса и ТЭП. Изменения при учёте потерь энергобаланса произойдут при расчёте Qту и Qпк. Q ту Do i o i пв Dпр i р i пв D ут Dпр i пв i1,2 д D дв Q пк Do D пк i опк i пв D пр i i пв б D опк Nэ Nэ η ту ; ηс Q пк Q Q ту 2,3,4,5,6 Qc 1 % утечек даёт снижение КПД станции на 1 %. Отпуск тепловой энергии потребителям от ТЭЦ Отпуск теплоты с паром от ТЭЦ на производственные нужды потребителей Пар отпускается потребителям из промышленных отборов турбины. Резервом этих отборов является РОУ. Пар поступает с давлением 13 атм и немного перегретый (на 15ºС). Различают две схемы отпуска пара: 1. Открытая Dо Dо Dп Dо Dп Dп Рис. 39. Открытая схема отпуска пара Q тх D п i п D ок i ок D п D ок i1,2 д D внш D ок D п Достоинства: простота и низкие капитальные затраты. Недостатки: потери рабочего тела (чистого конденсата и чистого пара) и необходимость восполнения этих потерь в ХВО с затратами. 2. Закрытая Dо Dо ЛОК Dо ЛОК Dп Рис. 40. Открытая схема отпуска пара ЛОК Dп Dп Отпуск теплоты с горячей водой на нужды отопления, вентиляции и ГВС Трёхступенчатая схема подогрева сетевой воды ЛОК- линия основного конденсата ПСВ – подогреватель сетевой воды СН1 и СН2 сетевые РД насосы ПВК первого и Т2 Т1 второго Рт2 tсет=1 tпс=150ºС подъёма Dт2 tsПСВ2=150ºС 00ºС ПСВ2 ТФК – 110ОС теплофикацио нный печек в ТП tсе конденсаторе т1 ПСВ1 ПВК – t2s=t2в+δt=75+10=85OC пиковый ТФК 1 водогрейный 75ОС котёл ТП – ПНД1 тепловой tпс=70ºС потребитель ЛОК РД – регулирующая диафрагма Рис. 41. Трёхступенчатая схема подогрева воды tпс=150оС – температура прямой сетевой воды tос=70оС - температура обратной сетевой воды Трёхступенчатая схема подогрева сетевой воды включает в себя: 1 ступень – ТФК; 2 ступень – ТСК1; ТСК2 3 ступень – ПВК При tнаруж. возд.=tрасч, где tрасч- расчётная температура – минимальная наружная температура в самую холодную пятидневку года. Это расчётная температура для проектирования систем отопления. tпс/tос=150/70 130/70 110/70 105/70 95/70 Коэффициент теплофикации ТЭЦ В схеме подогрева воды устанавливается пиковый водогрейный котёл. Подогреть воду в соответствии с необходимым температурным графиком можно и без ПВК. Это казалось бы выгодным, т.к. отпуск теплоты потребителям осуществлялся бы полностью из отборов. Из-за очень неравномерного графика тепловой нагрузки (зимой – максимальная, летом – минимальная) отборы Т1 и Т2 будут максимально загружены лишь в самую холодную пятидневку года, остальное время года они будут разгружены и эффективность работы ТЭЦ будет низкой, т. к. будет низка выработка электроэнергии на базе теплофикации. Большую часть года турбина будет работать с превалированием конденсационной выработки электрической энергии. Для увеличения эффективности выработки электрической энергии рассчитывают так, что теплом из отборов закрывается базовая часть тепловой нагрузки, а пиковая часть закрывается пиковым водогрейным котлом. То есть с 5оС нагрузка с отборов и ПСВ достигает номинала и держится такой длительный отопительный период (196 дней ). При отпуске теплоты только из ПСВ недогружена не только турбина, но и энергетические котлы. Q ном отб коэффициент теплофикации ТЭЦ α ТЭЦ Q общ тMAX Теплофикация – теплоснабжение потребителей на базе комбинированной выработки электрической и тепловой энергии. Q общ Q ном Q max отб отб тMAX Т-100-130 α =0,5-0,55 ТЭЦ Т-250-240 α =0,6-0,65 ТЭЦ Условия включения ТФК: tос=70ºС; tпс=150ºС Поверхность нагрева ТФК меньше поверхности нарева основной части конденсатора , поэтому ТФК ЦНД Р΄рд Ррд включается отдельно и пучок η oi i2 ΄ отключается. Таким образом: i2 1) ТФК включается только при η oiЦНД 0 вентиляционном пропуске пара на ЧНД (при закрытой диафрагме). Причины: высокая температура о o обратной сетевой воды =70 С, и высокая t2s=90 С. Рис. 42. Процесс в регулирующей диафрагме может вызвать корабление выхлопной части Повышенная температура турбины. 2) Малая поверхность нагрева и конденсирующая способность ТФК Вентиляционный поток пара и расширяется в ПНД беспорядочно, поэтому или η ЦНД 0 или даже ЧНД потребляет мощность на трение и нагрев oi этого пара, тогда i2 увеличивается. Расчёт сетевой установки Задача расчёта: при заданных параметрах: Qт; tпс; tос; Dк Dк- расход пара в конденсатор; tпс; tос – температура прямой и обратной сетевой воды Qт – тепловая нагрузка станции Определить: Рт2; Рт1; Dт2; Dт1; tсет2; tсет1 Qт1; Qт2; Gсет Исходные данные: 1) Схема сетевой установки; 2) режим работы турбины: а) по тепловому графику, т.е. регулируемой является тепловая нагрузка; б) по электрическому графику, т.е. регулируемой является электрическая нагрузка. При работе по тепловому графику возможны разные режимы работы турбины по тепловой нагрузке: 1) режим максимальной тепловой нагрузки при Q max при tнар=tр; 2) QПВК=0; Qотб т Qном ; 3) режим тоключения Тобщ отопительной нагрузки: Qот=0; QГВС; 4)Qт=Qmin=Qгвсmin 3) График тепловой нагрузки и температурный график тепловой сети Qт общ Q т мах ПВК Qт Qтmin +10 +5 0 -5 -10 tнар, оС -30 t, оС 150 1 2 -70 70 +10 +5 0 -5 -10 -30 Рис.43. График тепловой нагрузки и температурный график тепловой сети 1-зона качественного регулирования отпуска теплоты 2-зона количественного регулирования отпуска теплоты Q т G сет t пс t ос Св Качественный способ регулирования Gсет=const (tпс-tос)=var Количественный способ регулирования Gсет= var (tпс-tос)= const 4) tнар Qт; tпс;tос=f(tнар) Данные величины определяются по температурному графику и графику тепловых нагрузок 5) Порядок расчёта 1) Определение расхода сетевой воды – Qсет Если tнар в зоне качественного регулирования: Q max Тобщ G сет t пс t ос Св Если tнар >8oC в зоне количественного регулирования: Qт G сет t пс t ос 2)Определение tсет2 а) если Qпвк=0, то tсет2= tпс, т. Е. ПВК отключён б) Pт t Δt ПСВ t sПСВ2 Рт Рт Рт ΔР пп Рт 1,05 2 сет2 1 2 2 2 2 отбном Если Qпвк 0; Qотб т Qт Если ПВК включён, то нагрузка отборов должна быть равна номинальной ном известна из паспортных данных Qотб т С Qотбном G сет t t т ос2 в сет2 t Δt ПСВ t sПСВ2 Р Р сет2 т2 т2 i Δt ПСВ 10 15о С 1 2) Определение Рт1 Рт1 определяется притоком пара в камеру отбора из проточной части ои оттоком пара из камеры отбора в результате конденсации из ПСВ1. Приток пара определяется по формуле Флюгеля-Стодола: D2 Т Т Рт 2 Рт 2 2 1 2 1 2 2 2 Рт Рт D Т Т 2 1 2 1 0 0 0 0 Величины Рт ; Рт ; Dт т берутся из заводского расчёта 2 1 2 1 0 0 0 0 турбины Dт т Dт Dп D к ; 2 1 1 1 Dп1=0 – при закрытой диафрагме, т.к. расход основного конденсата очень мал и температура его высока из-за ВСП. Dк= Dкmin =20-30 т/час – для турбины Т-100-130. Принимаем три значения Dт1 три значения Dт т три 2 1 значения Рт 1 Pт 1 I Pт 1 II конд Pт 1 Pт 1 III Dт II 1 III Dт Dт 1 Dт 1 1 Рис. 44. Определение величин Рт1 и Dт1 I Dт 1 . I,II, III G сет t сет t ос Св D I,т II, Ш i i ПСВ1 т т1 др 1 1 1 кДж ПСВ1 q i т i др =2150-2180 ПСВ 1 кг I, II, III I,II,Ш t сет Δt ПСВ t sПСВ1 Р I,тII,III ΔРРп Р I,тII,Ш 1 1 1 По графику определяем точку пересечения и находим величины Dт1 и Отток пара из отбора Q Рт1 В итоге определены значения параметров: Рт2; Рт1; Dт1. Q ПСВ1 Dт q псв т 1 1 текущ Qпсв1 при Qном ПВК – работает; Q ПСВ2 Qном; т т т т 2 1 при Q текущ - ПВК – не работает. т Q псв2 Q т т2 q псв 2 Деаэрация питательной воды на ТЭС Влияние не конденсирующихся газов на работу оборудования станции Закон Генри Дальтона гласит: количество газа, растворимого в воде прямо пропорционально парциальному давлению газа над водой. G г К Рг воздух О2 =21% N2 =78,96% СО2 =0,04% вода СО2 =2,5% N2 =62,6% О2 =34% Влияние газов, растворённых в воде на работу оборудования газы Коррозионно-активные О2 ; СО2 Некоррозионно-активные N2; благородные газы О2 вызывает интенсивную кислородную коррозию металла, СО2 приводит к электрохимической коррозии оборудования – процесс коррозии интенсивен. Некоррозионно-активные не вызывают коррозию, но неконденсирующиеся газы вызывают коррозионное сопротивление для потока конденсирующегося пара, при этом как бы выключается часть поверхности из работы и снижается эффективность теплообменника. Например, отключение основного эжектора, который отсасывает газы приводит к снижению разряжения от 750 до 500 мм. рт. ст. В регенеративных подогревателях при наличии неконденсирующихся газов происходит аналогичный процесс, при этом падает эффективность работы регенеративной схемы и снижается КПД цикла. Принцип термической деаэрации Термическая деаэрация основана на действии закона Генри-Дальтона. Принцип состоит в следующем: в деаэраторах вода доводится до кипения. При этом идёт интенсивное парообразование и над поверхностью воды образуется паровая атмосфера и парциальное давление других газов здесь равно нулю. Это связано с принципом выравнивания концентрации в этих средах. Термическая деаэрация – универсальная, то есть она позволяет удалять все газы. Селективная деаэрация позволяет удалить какое то количество газов, снижая Рп до нуля. Деаэраторы электростанций Главным устройством, удаляющим газы из питательной воды является деаэратор. Основные условия обеспечения эффективности удаления газов в деаэраторе: 1)Вода должна кипеть и образовывать паровую атмосферу; 2)Газы должны выделяться из воды быстро (2-3 секунды) 3)Пониженная вязкость воды – определяется температурой насыщения (чем ts выше, тем выше вязкость воды) Вакуумные деаэраторы Кипение обеспечивается с помощью греющего пара или для деаэраторов с Р> 1 атм работают на перегретой воде. При попадании в деаэратор давление падает и вода вскипает. Необходимая скорость газов обеспечивается за счёт огромной поверхности контакта пара и воды путём струйно-капельного кипения и барботажа в деаэраторе. Плёночные деаэраторы Возможно создание большой поверхности за счёт плёночного движения воды в деаэраторе, где выплняется засыпка, по которой вода течёт тонкой струйкой вниз. Снижение вязкости достигается за счёт повышения давления. 1-подвод пара 2-барботажный лист 1 Рис.45. Схема барботажного устройства в деаэраторном баке 2 Классификация деаэраторов I) По назначению 1) Деаэраторы питательной воды (6-7 атм) устанавливаются в рассечку между группой ПВД и ПНД. 2) Деаэраторы добавочной воды – являются деаэраторами атмосферного типа (1,2 атм). Устанавливаются после ХВО. 3) Деаэраторы подпиточной воды тепловых сетей II) По способу обогрева воды 1) C внутренним подогревом воды внешним паром 2) С внешним подогревом воды – деаэраторы вакуумного типа, применяются в тепловых сетях и на водогрейных котельных. III) По давлению греющего пара 1) Повышенного давления (6-7 атм.) 2) Атмосферного давления (1,2 атм.) 3) Вакуумного типа 4) Скользящего давления IV) По конструкции 1) Струйно-капельного тарельчатого типа с барботажем и без него. 2) Плёночного типа – вертикальные и горизонтальные. Требования к деаэраторам По правилам ПТЭ: при Ро<10 МПа содержание О2 <20 мг/кг, при Ро>10 МПа содержание О2 <10 мкг/кг. Остатки кислорода после деаэрации удаляются с помощью гидрозингидрата. N 2 Н 2 H 2 O О 2 3Н 2 О N 2 Баки-аккумуляторы деаэраторов Назначение: 1) Подпорная ёмкость перед питательным насосом; 2) Компенсирующая ёмкость при изменении расхода рабочего тела в цикле станции. В деаэраторе расположено дополнительное устройство для удаления СО2. Бикарбонаты, попадая в деаэратор не успевают разлагаться до газообразного состояния. В баке они находятся достаточно длительное время, успевая при этом разлагаться. Включение деаэратора в тепловую схему турбины 1 2 3 6-7атм Рис. Включение деаэратора в тепловую схему турбины При Nэ=100 % Рд=12 атм При Nэ=50 % Рд=6 атм Существует два варианта включения деаэратора 1) Схема с потерей тепловой экономичности Схема с включением на отдельный отбор Потери тепловой экономичности связаны с тем, что при Nэ=100 % в отборе приходится держать давление в 2 раза превышающее требуемое 6-7 атм., при этом пар как бы не дорасширяется. 2) Схема без потери тепловой экономичности В данной схеме деаэратор подключается параллельно третьему отбору. Деаэратор – дополнительная тепловоспринимающа я часть теплообменного аппарата. 1 2 3 Тепловой расчёт деаэратора Задача расчёта: Рис. Схема включения деаэратора без потери тепловой определение расхода экономичности греющего пара на деаэратор. Эта задача решается на основании теплового и материального баланса деаэратора. Dдв iХОВ Dпд iпд ∑D1,2,3 i3 Dок4 iок4 Dпв iпв Рис. 46. Схема к тепловому расчёту деаэратора Уравнение теплового баланса д D пд i пд D ок i ок D i др D дв i D пв i пв п 1,2,3, ХОВ 4 3 Уравнение материального баланса Dпд Dок D D дв Dпв п 1,2,3, В этих уравнениях Dп1,2,3 определяется на основании тепловых балансов ПВД. Dдв и Dпв определяются из материального баланса рабочего тела в цикле ТЭС. iпд - из процесса расширения пара в турбине iок 4 и iдр– в результате расчёта параметров в тепловой схеме Удаление газов из теплообменников тепловой схемы турбины ПВД Р1 > Р2 > Р3 выпар ПН Рис. 47. Удаление газов из тепловой схемы турбины Остатки газов, не удалённые в деаэраторе с питательной водой попадают в котельный агрегат, а затем в турбину. С отборным паром поступают на ПВД и ПНД, где накапливаются со стороны греющей среды , т.е. со стороны пара. В конденсате газы не растворяются, т.к. идёт процесс конденсации и над поверхностью конденсата образуется пар. Накапливаясь, газы ухудшают процесс теплообмена и снижают эффективность регенерации. Из деаэратора газы удаляются с выпаром. выпар ОЭ КН Рис. 48. Удаление газов из тепловой схемы турбины Питательные установки ТЭС Включение ПН и КН в тепловую схему Питательная насосная установка нагнетает питательную воду, повышая её давление до Рп.н.=(1,25-1,3)Р0 с учётом сопротивления питательного тракта и парового котла. Возможно несколько схем включения питательных насосов 1) одноподъёмная, при котороё питательный насос подаёт воду с конечным давлением через ПВД к питательному узлу парового котла 200 атм ПН tпв=158-164oС Рис.49. Одноподъёмная схема включения питательных насосов Достоинства: относительная простота регулировки расхода питательной воды питательным насосом. Особенность: ПВД работает под очень высоким давлением за питательным насосом. Из-за перепада давлений предъявляются высокие требования к надёжности работы ПВД и повышенные капитальные затраты на обеспечение надёжности: увеличение толщины стенки. 2) двухподъёмная, при которой питательные насосы первого подъёма прокачивают воду через ПВД к питательным насосам второго подъёма, подающим воду в паровой котёл ПН tпв=260oС 200 атм ПН tпв=158-164oС Рис.49. Двухподъёмная схема включения питательных насосов Данная схема применяется на энергоблоках мощностью 500-800МВт. Достоинства: 1)выполнение ПВД на менее высокое давление, определяемое тем, что давление воды на входе в насосы второго подъёма должно для предотвращения кавитации несколько превышать давление насыщения при температуре воды перед насосами, поэтому требования к надёжности ПВД меньше, чем в одноподъёмных схемах, а следовательно меньше толщина стенки. Недостатки: 1) пониженная надёжность питательных насосов второго подъёма, перекачивающих воду с высокой конечной её температурой; 2) усложнение и удорожание питательной установки; 3) повышенный расход электроэнергии на перекачку воды с более высокой температурой; 4) необходимость синхронизации насосов I и II подъёма и сложность их регулирования Питательный насос второго подъёма работает на горячей воде. Мощность питательного насоса определяется по формуле: ΔР ср N п.н. D п.в. ηг.м. ηн Dп.в. – расход питательной воды ΔР - перепад давлений на входе в питательный насос и на выходе из него; ср -средняя температура питательной воды на выходе из питательного насоса; ηн -КПД насоса ηм.г. - КПД гидромуфты Привод питательных насосов два варианта приводов питательных существует насосов: 1)электрический; 2)турбинный. Электрический привод питательных насосов Достоинства: 1)простота конструкции (синхронный или асинхронный); 2)надёжность Недостатки: 1)ограничена единичная мощность двигателя до 9 МВт; 2)ограниченные возможности по регулировке расхода питательной воды. Регулирование расхода воды у гидропривода осуществляется при помощи гидромуфты. Она позволяет осуществить бесступенчатое изменение частоты вращения насоса при неизменной частоте вращения приводного электродвигателя с относительно небольшой энергетической потерей. Турбинный привод питательных насосов Достоинства: 1)возможность регулирования частоты вращения, а также подачи воды в широком диапазоне; 2)компактность; 3)большой регулирующий диапазон. Выбор электродвигателя осуществляется на основе сравнения. Условием тепловой экономичности турбинного или электрического привода служит следующее соотношение: э.п. т.п. η ηн т.п. ηн ηэ.п. Коэффициенты полезного действия преобразования и передачи энергии при турбоприводе и электроприводе соответственно равны: т.п. η η т.п. η т.п. ηм др oi η э.п. η ηм ηг η тр.э. η эд ηгм oi т.п. η η -внутренние относительные КПД главной и приводной турбин; oi oi т.п. -механические КПД главной и приводной турбин; η м и ηм η др -коэффициент дросселирования при транспорте пара в тракте приводной турбины; ηг -КПД генератора; η тр.э. -КПД электрического трансформатора и электрической сети собственных нужд; ηэд - КПД приводного электродвигателя; ηгм - КПД гидромуфты На ТЭЦ обычно применяется электропривод, а на КЭС тип привода зависит от мощности блоков станции. Например: 1)для блоков мощностью 200 МВт используются электроприводы; 2)для блоков мощностью 300 МВт: при Nэ<30 % электроприводы, при 30 %<Nэ<100% - турбоприводы; 3) для блоков мощностью 500 МВт- турбоприводы. Включение турбинного привода в тепловую схему турбины Для привода питательных насосов применяют турбины конденсационного типа или с противодавлением. Конденсационные приводные турбины имеют обычно свой конденсатор, эжекторную установку, конденсатные насосы и т.д.Отработавший пар конденсационной паровой турбины в некоторых случаях отводят непосредственно в конденсатор главной турбины. Питание приводной турбины свежим паром не выгодно, т.к. из-за высоких параметров её КПД низок. Отработавший пар турбопривода питательного насоса с противодавлением смешивается в главной турбине с основным потоком пара, и в последующих ступенях работает объединённый поток пара. ПН ПНД Рис. 50. включение турбинного привода в тепловую схему турбины К-300240 ПН на всас основного конденсата КН Рис. 51. включение турбинного привода в тепловую схему турбины К-500240 Подпор перед питательным насосом 1)Для питательных насосов с электрическим приводом (частота вращения ротора <3000об/мин) На всас питательного насоса вода поступает при температуре насыщения tнас, при этом давление снижается и во всасывающем патрубке питательного насоса возможно закипание воды, в результате которого образуются паровые пузыри, которые должны исчезать за первой ступенью. В результате закипания происходит явление кавитации, которое приводит к разрушению рабочих дисков. Высота подпора: Рд=1,2 атм h=6м Рд=2,5 атм h=9м Рд=6 атм h=12м 2)Для питательных насосов с турбинным приводом (частота вращения ротора 15000об/мин) В связи с увеличением частота вращения ротора уменьшается кавитационный запас насоса. Необходимым условием отсутствия кавитации является превышение с некоторым запасом давления воды на входе в насос над давлением насыщенного пара при данной температуре. Решение задачи привело к разделению давлении, создаваемого питательным насосом в одноподъёмной схеме, между бустерным и главным питательными насосами. Бустерный насос рассчитывают на давление воды за ним примерно 2 МПа и на пониженную частоту вращения, что обеспечивает его бескавитационную работу. Повышение воды за счёт работы бустерного насоса надёжно защищает питательную установку от процессов кавитации. Установка деаэраторов питательной воды на определённую отметку (выше питательных насосов на 12-15 м ) также увеличивает кавитационный запас насосов. Определение напора, создаваемого питательными насосами 1) Для барабанных котельных агрегатов ΔPпн Р Р д ΔН ρ g/10 6 ΔРпвд, эк б бд в Рб - рабочее давление в паровом котле; Рд- давление в деаэраторе; - высота подъёма воды из деаэратора в барабан парового котла; ΔН бд ρ в - средняя плотность питательной воды; ΔР пвд, эк - суммарное гидравлическое сопротивление оборудования (ПВД и экономайзера парового котла) 2) Для прямоточных котельных агрегатов ΔPпн Рпо Р д ΔНпод ρв g/10 6 ΔР ПНД ΔРк Давление создаваемое конденсационными насосами ΔPкн Р д Рк ΔН дк ρв g/10 6 ΔР ПНД ΔPпн 1,15 1,4Р 0 ΔPкн 1,65Р д Принципиальная тепловая схема ТЭС ПТС ТЭС определят основное содержание технологического процесса преобразования тепловой энергии на ТЭС. Она включает основное и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, участвующее в осуществлении этого процесса и входящее состав пароводяного тракта ТЭС. На чертеже, изображающем ПТС, показывают теплоэнергетическое оборудование вместе с линиями (трубопроводами) пара, воды, конденсата и других теплоносителей, связывающими это оборудование в единую установку. Принципиальная тепловая схема изображается обычно как одноагрегатная и однолинейная схема, одинаковое оборудование изображается в схеме условно 1 раз: линии технологической связи одинакового назначения также показывают в виде одной линии, т. е. каждый элемент данного рода показывают в ПТС 1 раз. Здесь не изображаются аварийные, резервные, пусковые системы. Назначение: ПТС предназначена для выполнения тепловых расчётов при проектировании, модернизации оборудования станции. Состав ПТС: основное теплоэнергетическое оборудование: котлы, турбины; вспомогательное оборудование: ПВД, ПНД, деаэраторы, конденсаторы, питательные насосы, конденсатные насосы, мазутные подогреватели, калориферы, охладители пара и дренажа; связи между оборудованием. ПТС должна быть технологически замкнута. К Рп1 ПВД7 Рп2 ПВД6 Р2 Д ПВД5 Рп4 ПНД4 Рп5 ПНД 3 Рп6 ПНД 2 ПНД 1 ПН Рис. 52. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ Рп7 ДН П СХ ОЭ Составление ПТС КЭС Определяется мощность станции и мощность блоков, типоразмеры котельных агрегатов и турбин, составляется ПТС, выбирается тип и количество ПВД и ПНД. Решается вопрос о схеме отвода дренажей греющего пара (каскадную или с дренажными насосами), о наличии в регенеративных подогревателях охладителей пара и дренажа, об установке деаэратора и его подключении (с потерей или без потери тепловой экономичности), о способе подготовки добавочной воды: ХВО или термическая водоподготовка. В случае использования ХВО необходимо определить, куда вливается добавочная вода – в конденсатор или деаэратор. При использовании испарительных установок определяют : 1)количество ступеней испарительной установки; 2)с потерей или без потери тепловой экономичности. Решается схема подключения мазутных подогревателей и калориферов для котельных агрегатов; схема включения питательных насосов (одноподъёмная или двухподъёмная). Определяется тип привода питательных насосов (турбинный или электрический). Решается вопрос об установке конденсатных насосов, вспомогательных теплообменников и утилизации пара из уплотнений. Составление ПТС ТЭЦ На первом этапе определяется тепловая и электрическая мощности ТЭЦ; набор турбин для покрытия тепловой, а затем электрической нагрузки. Этот набор зависит от соотношения Qп/Qт. Производится выбор котельных агрегатов. В случае подключения только отопительной нагрузки, возможно применение блочного варианта схемы. В дополнение к этим вопросам, необходимо решить задачу о подключении сетевой установки к пиковым водогрейным котлам (ПВК). В схеме отпуска промышленного отбора пара следует решить, является она открытой или закрытой, трёхступенчатой или двухступенчатой. Выбор оборудования электростанций Выбор мощности ТЭС Выбор электрической мощности ТЭС Мощность ТЭС характеризуется установленной мощностью станции. Установленная мощность станции – суммарная номинальная мощность всех турбинных агрегатов. Установленная мощность зависит от: 1)неравномерности графика электрических нагрузок; 2) условий работы станции (является ли она изолированн); 3)расхода электроэнергии на собственные нужды, резерва в случае аварии или ремонта, потерь в сетях. Nуст=Nmax +Nав.рез. + Nнар.хоз.рез. + Nрем.рез. Nmax= N пол max + Nс.н. + Nп.с. Nав.рез. – это мощность в энергетической системе, обеспечивающая покрытие нагрузки при аварийном выходе из строя энергоблоков. Аварийный резерв составляет 12 % от мощности энергосистемы Nраб= Nmax Nрасп= Nраб + Nав.рез Nрасп – располагаемая мощность станции Nуст= Nрасп+ Nнар.хоз.рез. + Nрем.рез Nрем.рез – суммарная мощность агрегатов, выводимых в ремонт Nав.рез - это мощность в энергетической системе, обеспечивающая покрытие нагрузки при аварийном выходе из строя энергоблоков энергосист Nизолир Nав ав Nизолир N энергосист рем рем Nп.с.=7 % (18 %) Nс.н.=5-7 % (12 %) Выбор тепловой мощности ТЭС Выбор тепловой и электрической мощности ТЭС определяется развитием экономики региона. II Оценка надёжности работы агрегатов и блоков: выбор резервов мощности. Коэффициент надёжности работы оборудования τ раб P τ τ раб ав τ - время исправной работы оборудования в течении года, ч раб τ ав - время аварийного простоя в течении года, затрачиваемое на восстановительный ремонт, ч. Коэффициент аварийности τ ав q τ τ раб ав Коэффициент готовности τ τ τ τ раб рез раб рез Г = τ τ ав τ рез τ рем 8760 раб Выбор резервов мощности Аварийный резерв Холодный резерв - готовые к пуску блоки в остановленном состоянии. Горячий резерв – разгруженные работающие блоки 60-70 % от номинального. затраты убытки затраты потребителя убытки потребителя Nав Nав Рис.53 зависимость затрат и убытков потребителя от величины аварийного резерва Ремонтный резерв N p N агр N агр - суммарная мощность агрегатов, выведенных в ремонт Объём ремонта определяется регламентом ремонтных работ Выбор основного оборудования электростанции 1Основное оборудование: котлы, турбины, генераторы, силовые трансформаторы. Всё основное оборудование стандартизовано. Нестандартизованное может применяться только в исключительных случаях, когда это экономически и технологически обосновано. Выбор основного оборудования определяется тепловой схемой станции – блочный вариант или с поперечными связями. Для блочных КЭС выбор основного оборудования сводится к выбору стандартных энергоблоков. Таблица 1 Стандартные блоки Nэ Ро t0/tпп 2 о МВт кг/см /МПа С 100 90/8,8 510 150 130/12,7 545/545 200-215 130/12,7 545/545 300 240/23,5 545/545 500 240/23,5 545/545 800 240/23,5 545/545 1200 240/23,5 545/545 Пиковый энергоблок 500 130 545/545 Единичная мощность вводимых энергоблоков не должна превышать аварийную мощность системы. энегосистемы =10% N энегосистемы N ав ТЭС строятся очередями, причём мощность блока на каждой очереди одинакова. Для не блочных ТЭС выбор основного оборудования заключается в выборе котлов и турбин отдельно. При этом каждая турбина снабжается паром из одного или двух паровых котлов. установка одного парового котла в секции экономичнее, однако может потребовать для обеспечения надёжного теплоснабжения применения резервных паровых котлов низкого давления. Целесообразна установка на данной ТЭЦ одинаковых паровых котлов. Отсюда следует, что на ТЭЦ с секционной или блочной схемой расход пара на разные теплофикационные турбины должен быть одинаковый. Таким образом, теплофикационные турбины данных параметров пара нужно унифицировать по расходу пара на них. Выбор котельных агрегатов ТЭС На КЭС используются только паровые энергетические котлы. На ТЭЦ дополнительно подбираются ПВК. Выбор котельных агрегатов определяется: 1) видом топлива; 2)параметрами и расходом пара; 3)способом удаления шлака; 4)компоновкой и технологической схемой котла; 5)габаритными размерами. 1) По виду используемого топлива котлы бывают: газомазутные, пылеугольные. Пылеугольные котельные агрегаты выполняются под конкретный вид твёрдого топлива. 2) Параметры пара паровых котлов выбирают с учётом потерь давления и температуры при транспорте. РоПК=(1,04-1,09)Ро; toПК=(1,02-1,03)tо Паропроизводительность паровых котлов энергоблока выбирают по максимальному расходу пара на турбинную установку с запасом 3 %, учитывая гарантийный допуск, возможное ухудшение вакуума, снижеия параметров пара в допустимых пределах, потери пара на пути о парового котла к турбине. DоПК=(Do+Doп)1,03 Doп=2,2%Do Резервные энергетические котлы на ТЭЦ не устанавливаются. Их количество обычно соответствует количеству турбин. На ТЭЦ количество ПВК определяется нагрузкой ПВК. отб QПВК= Q общ т max Q т ном отб отб Qмах(рез) Qобщ т мах (Q т нои Q т ном/n) ПВК На ТЭЦ в качестве резерва промышленной нагрузки используется увеличение давления в отборе сверх номинального за счёт снижения электрической нагрузки. 3) По виду шлакоудаления котлы могут быть:1) с твёрдым шлакоудалением – при использовании высокореакционных, нешлакующихся топлив с тугоплавкой золой; 2) с жидким шлакоудалением – при использовании низкореакционных топлив с легкоплавкой золой (Берёзовский, Назаровский, Подмосковный угли) Типы котлов 1) Барабанные котельные агрегаты (Рпп=100 атм; Рпп=130 атм ) Данный тип котлов применяют на ТЭЦ, где имеются большие потери пара и конденсата, т.к. они менее требовательны к качеству питательной воды, чем прямоточные. 2) Прямоточные котельные агрегаты (Рпп=240 атм) используются на КЭС, где потери пара и конденсата минимальны. Выбор турбин и конденсаторов Номенклатура турбин и генераторов согласована по мощности, поэтому каждой турбине соответствует свой стандартный генератор. На блочных КЭС: N ном N ном турб бл ном ном ном N N N КЭС турб бл Для ТЭЦ набор турбин определяется отношением мощности отопительной и промышленной нагрузки. Главной для выбора турбин является тепловая нагрузка. Если: Qп>Qт, устанавливают турбины типа ПТ, если Qп<Qт – первая очередь турбины типа ПТ, а затем типа Т. Турбины типа Р (с противодавлением) устанавливают по необходимости и на второй очереди ТЭЦ. Резервные турбины на ТЭЦ не устанавливаются. Резервом Dп являются:1) возможность увеличения давления в отборе выше номинального за счёт снижения электрической нагрузки на мощность одного агрегата; 2) РОУ мощностью, соответствующей одному отбору Dп. По Qт(Dт) резервом являются ПВК. Турбоагрегаты изолированных ТЭЦ выбирают так, чтобы при выходе из строя одного из них, было обеспечено покрытие электрических и тепловых нагрузок с учётом допускаемого потребителями регулирования. Выбор вспомогательного оборудования турбинной установки. К вспомогательному оборудованию турбинной установки относят: регенеративные теплообменники, деаэратор. конденсатор, сетевые подогреватели, охладители пара и дренажа, насосы (питательные, конденсатные, дренажные, циркуляционные, подпиточные, сетевые); баковое хозяйство (баки-аккумуляторы деаэраторов, баки запаса питательной воды, дренажные баки). Выбор теплообменников в тепловой схеме Регенеративные подогреватели входят в комплект поставки турбины отб отб ) Резервные ПВД и ПНД не (выбирают по: Dмах oк ; Dп t п устанавливаются, в случае выхода из строя одного из них включается байпас подогревателя. Деаэраторы выбирают по Dмах пв и Рпв – один или два на блок, на внеблочной станции один или два на турбину. Общее число деаэраторов внеблочных станций должно быть таким, чтобы max . при отключении одного, остальные обеспечивали Dпв Конденсаторы входят в комплект поставки турбины (выбираются по: мах Dк ;Р2; G мах ов ; Рцв).Устанавливается один или два на турбину, резервный конденсатор не предусмотрен. Сетевые подогреватели входят в комплект поставки турбины (выбирают по: Рт, Рт2,Gсет, Рсет ) Резервом для ПСВ являются ПВК, поэтому резервные ПСВ не устанавливают. Мазутные подогреватели – выбирают по: Dмах м ; Рм; tм; Dп; tп. Как правило устанавливается не менее трёх мазутных подогревателей, один из которых - резервный. Выбор насосов Питательные насосы выбирают по Dмах пв и Рпн Dпв=Dопк+0,05Doпк 1) Для барабанных котельных агрегатов ΔPпн Р Р д ΔН ρ g/10 6 ΔРмест пвд б бд в 2) Для прямоточных котельных агрегатов ΔPпн Р по Р д ΔН под ρ в g/10 6 ΔР мест пвд ΔР пк Рб - рабочее давление в паровом котле; Рд- давление в деаэраторе; - высота подъёма воды из деаэратора в барабан парового котла; ΔН бд ρ в - средняя плотность питательной воды; ΔР пвд, эк - суммарное гидравлическое сопротивление оборудования 2) Для прямоточных котельных агрегатов ΔPпн Р по Р д ΔН под ρ в g/10 6 ΔР мест пвд ΔР пк Для энергоблоков мощностью 150-200 МВт устанавливают один рабочий и один резервный (в запасе на складе) каждый на 100 % полного расхода воды, или два насоса по 50 % без резерва. Для энергоблоков мощностью 300 МВт устанавливают по одному рабочему питательному насосу полной подачи (100 %) с приводом от паровой турбины с противодавлением и один пускорезервный – на 30-50 % полной подачи. Для энергоблоков мощностью 500, 800 и 1200 МВт устанавливают с целью разгрузки выхлопных частей главных турбин питательные насосы с конденсационной приводной турбиной, по два рабочих турбонасоса, каждый на 50 % полной подачи с резервированием подвода пара к приводной турбине. Конденсатные насосы выбирают по Dок D ок D мах к D дв Dмах к - при работающих регулируемых отборах и номинальной нагрузке. ΔPкн Р д Р к ΔН дк ρ к g/10 6 ΔР мест пнд Рк – давление в конденсаторе турбины; ΔН дк - высота подъёма конденсата от уровня его в конденсатосборнике конденсатора до уровня в деаэраторном баке; Рд – давление в деаэраторе ρ к - средняя плотность конденсата в его тракте ΔР мест пнд - суммарное местное сопротивление тракта конденсата Обычно выбирают один насос на 100 % или два рабочих по 50 % общей подачи и соответственно один резервный (на 100 % или 50 % полной подачи). Общую подачу определяют по наибольшему пропуску пара в конденсатор с учётом регенеративных отборов. При прямоточных паровых котлах применяют химическое обессоливание конденсата турбины, поэтому устанавливают конденсатные насосы двух ступеней: после конденсатора турбины с небольшим напором и после обессоливающей установки с напором, необходимым для подачи конденсата через поверхностные регенеративные подогреватели низкого давления в деаэратор питательной воды. КН 1 подъёма БОУ КН 2 подъёма Рис.54 двухступенчатое расположение конденсатных насосов Дренажные насосы выбирают по: Dдр(Dп); Рок. Устанавливают без резерва. При выходе ДН из строя сброс дренажей идёт по каскаду на всас конденсатного насоса. Дренажные насосы ПСВ :на каждую турбину устанавливают один или два насоса, один из которых является резервным – у нижней ступени ПСВ. Циркуляционные насосы выбирают по G мах ов . Устанавливают по одному или по два на турбину. В машинном зале насосы устанавливают индивидуально, обычно по два насоса на турбину, для возможности отключения одного из них при уменьшении расхода воды (в зимнее время). В центральных (береговых) насосных целесообразно укрупнять насосы охлаждающей воды, принимая по одному на турбину. Для ЦН не устанавливают резерв. их производительность выбирают по летнему режиму, когда температура охлаждающей воды высокая и требует наибольшее количество. В зимнее время, при низкой температуре воды, расход её существенно снижается (примерно вдвое), и часть насосов фактически является резервом. Насосы для питания водой вспомогательных теплообменников (испарители, паропреобразователи, сетевые подогреватели) выбирают преимущественно централизованно на всю электростанцию или часть её секций в возможно наименьшем числе (один - два рабочих насоса), с одним резервным, имеющим подачу рабочего насоса. При закрытой схеме устанавливают два насоса, при открытой - три насоса, включая один резервный в обоих случаях. Выбор баков 1)Баки запаса питательной воды или аккумуляторы деаэраторов, выбираются на ёмкость баков. На блочных КЭС баки должны обеспечивать 5 минут работы при номинальной нагрузке блока. На неблочных ТЭЦ – на 15 минут работы при номинальной нагрузке парового котла. 2)Баки запаса обессоленной воды. Располагаются вне главного здания. На блочных КЭС объём баков КЭС (не менее 6 тыс. м3). рассчитан на 40 минут работы при N ном 3 На неблочных ТЭЦ – на 60 минут работы при N ТЭЦ ном (не менее 3 тыс. м ). Количество баков должно быть не менее двух. Назначение: хранение обессоленной воды, сливаемой и з котлов тепловой схемы при ремонтах. 3)Дренажные баки Объём баков должен быть 15 м3. На блочных станциях устанавливают по одному баку на каждый блок. На неблочных станциях – один бак на две – три турбины. Назначение: дренажные баки используют для сбора чистых дренажей из разных источников тепловой схемы. 4)Баки сбора загрязнённых вод. К загрязнённым водам относят: воды обмывки котельных агрегатов, с мазутонасосных, с ХВО. Объём баков должен быть не менее 10 м3. Устанавливают по одному баку загрязнённых вод в турбинном и котельном цехах, мазутохозяйстве и цехе водоподготовки. Выбор вспомогательного оборудования котельной установки К вспомогательному оборудованию котельной установки относят: пылесистемы и тягодутьевые машины (ТДМ). 1) Выбор пылесистем – определяется реакционностью и влажностью топлива, типом применяемой мельницы (связанным с реакционностью топлива). Для низкореакционных топлив (антрацитовый штыб, тощие угли), которые имеют проблему воспламенения факела, обычно применяют замкнутые или разомкнутые пылесистемы с ШБМ (шаровые барабанные мельницы) и МВ (мельницы-вентиляторы). Это связано с тем, что для низкореакционных топлив требуется очень тонкий размол и глубокая сушка. Для твёрдых топлив так же применяют ШБМ. Для высокореакционных топлив (бурый уголь, торф, сланец) применяют пылесистемы прямого вдувания с быстроходными мельницами, типа молотковых, мельниц-вентиляторов. Для высокореакционных топлив допустимо некоторое огрубление помола. R бу =50-60 % 90 R т,а =6-12 % 90 Пылесистемы со среднеходными валковыми мельницами применяют для мягких углей, чтобы коэффициент размолоспособности был больше 2 (Кл.о.>2). Выбор оборудования систем пылеприготовления Для антрацитового штыба, тощих углей применима схема с промбункером, ШБМ и МВ. Выбор ШБМ Определяется размольная производительность мельницы: Bшбм f(D ном 10 % D ном р o о ) пк пк При D ном о < 420 т/час применяется одна ШБМ; пк При D ном о > 420 т/час применяется две-три ШБМ; пк В схемах с промбункером кроме ШБМ, могут применяться так же быстроходные мельницы, коичество которых определяется производительностью котельного агрегата. При D ном о < 400 т/час применяется не менее двух мельниц; пк ном При D о > 400 т/час применяется не менее трёх мельниц пк Запас по расчётному расходу топлива При двух мельницах запас составляет 35 %, при трёх – 20 %, при четырёх – 10 % от суммарной потребности на один котёл. Ёмкость бункеров пыли в схемах с промбункером рассчитана на 2-2,5 часа работы котла при D ном о . Производительность питателей пыли выбираеют с пк запасом 23-30 % Вр. Пылесистемы с прямым вдуванием При D ном о < 400 т/час применяется не менее двух мельниц; пк При D ном о > 400 т/час применяется не менее трёх мельниц пк Запас по расчётному расходу топлива При двух мельницах запас составляет 90 %, при трёх – 45 %, при четырёх – 12 % от суммарной потребности на один котёл. Бункера сырого угля (БСУ) Количество БСУ соответствует количеству мельниц. Ёмкость БСУ: при сжигании низкореакционных топлив рассчитана на 8 часов работы; для бурых углей – на 5 часов работы; для торфа – на 3 часа работы. Количество питателей сырого угля (ПСУ) выбирается по количеству мельниц. м Bпсу Вм р 10 % Вр Остальное оборудование систем пылеприготовления: циклоны, сепараторы, пылепроводы, мельницы-вентиляторы выбирают на основании аэродинамического расчёта пылесистем. Выбор ТДМ К ТДМ относятся: дымососы, вентиляторы, воздуходувки. На один котёл при уравновешенной тяге обычно устанавливают по два дымососа и два вентилятора. Запас по производительности QВ, Д=10 %, запас по напору НВ,Д=15 %. К машинам относят: вентиляторы Н радиального типа с загнутыми назад лопатками и осевые машины. Q Выбор водоподготовки Для станций с Р<90 атм применяется химическая очистка воды – удаление катионов жёсткости (Nа - катионирование). Для станций с Р<90 атм применяется полное обессоливание воды. SO4+CL2+NO3+N2<7 мг*экв/л – при химической очистке воды SO4+CL2+NO3+N2>7 мг*экв/л – при термической обработке воды в испарителях Резерв подготовки воды Резерв ХВО для энергоблоков с прямоточными котлами:1) мощностью 200-300 МВт Dдоб=50 т/час; 2) мощностью 500 МВт Dдоб=75 т/час. Резерв ХВО для энергоблоков с барабанными котлами Dдоб=25 т/час. Развёрнутая тепловая схема ТЭЦ (РТС ТЭЦ) РТС – это такая схема, на которой указано всё оборудование (основное, вспомогательное, резервное) и все трубопроводы вместе с арматурой. На схеме кроме основного технологического процесса представлены пусковые, резервные, аварийные схемы. РТС отражает все возможные пути движения теплоносителя и все возможные режимы работы оборудования. Состав РТС: всё основное и вспомогательное оборудование, включая резервное и аварийное и связи между ними. Элементы РТС РТС делится на три крупных части: 1) Схема главных паропроводов: а) линия острого пара это участок от пароперегревателя котельного агрегата до регулирующих клапанов турбины; б) линия промежуточного перегрева пара - это участок от выхлопа цилиндра высокого давления до до регулирующих клапанов цилиндра среднего давления турбины. 2) Главные трубопроводы – линия от питательных насосов до до питательного узла котла (линия питательной воды). 3) Линия основного конденсата – участок от конденсатора до деаэратора, включая сам деаэратор. Схема главных паропроводов блочных ТЭС (10.1) Состав: 1- линия острого пара (обычно имеется две нитки, на которых располагается 4 ГПЗ (главные паровые задвижки) с байпасами). ГПЗ могут находиться в двух положениях: закрытое и открытое. 2 – БРОУ (быстродействующее редукционное охладительное устройство) пусковое для прогрева ХПП и ГПП (холодного и горячего промышленного перегрева пара) 3 – БРОУ аварийного сброса пара в конденсатор при аварийной посадке стопорного клапана В схеме так же есть предохранительные клапана для аварийного сброса пара в случае отключения турбины – расположены на линии острого пара и линии, выравнивающей давление ХПП. Обозначение ПК в схеме : Расходомеры: Стопорные клапаны СК, за ними регулирующие клапаны РК; Линия промежуточного перегрева На ХПП установлено РОУ собственных нужд 5; 7 – БРОУ аварийные, срабатывающие при аварийном отключении турбины; ХПП выполняется двумя трубопроводами, а ГПП – четырьмя; Схема главных паропроводов неблочных ТЭС (10.2) Состав: 1-котёл; 2-пусковой коллектор; 3-РОУ сброса пара в конденсатор; 4-переключательный (главный) паропровод; 5-РОУ собственных нужд; 6-ГПЗ с байпасами; 7-стопорный клапан; Схема главных трубопроводов блочных ТЭС (10.3) Состав: 1 – деаэратор; 2 – бустерные насосы; 3- питательный насос с турбоприводом; 4-пусковой питательный насос; 5-быстродействующие защитные клапана – работают при быстром повышении уровня воды в ПВД; 6-нитка холодного питания – работает при отключении ПВД с помощью пятого и восьмого запорного клапана; 7-ПВД 9-11 питательный узел котельного агрегата Р – линия рециркуляции, включаемая в работу при очень малых расходах питательной воды на котёл. Дросселирующие шайбы снижают давление до 10 атм. до деаэратора. В схеме имеются обратные клапаны, которые срабатывают на закрытие при обратном движении воды, т.е. при снижении давления в системе. Схема главных трубопроводов блочных ТЭС (10.3) Состав: 6- питательный коллектор котлов; 3- нитка холодного питания котла За деаэратором имеется поперечная связь – коллектор всаса и питательные насосы с электроприводом. За ПЭН расположен напорный коллектор. Линия основного конденсата турбины (10.6) 2-подогреватель пара уплотнений 5-охладитель эжектора 4-конденсатный насос Трубопроводы и арматура электростанций Назначение трубопроводов: обеспечение транспортировки воды, пара, масла, газа, воздуха, топлива. Трубопроводы подразделяются на главные и вспомогательные. Главные – паропроводы острого пара, линия питательной воды, линия основного конденсата. Назначение – обеспечение технологического процесса. Вспомогательные – аварийные, резервные линии, дренажные, пусковые схемы. Назначение – обеспечение работоспособности схемы. Трубопроводы обеспечивают связи в тепловой схеме, а режим работы обеспечивается арматурой. По массе трубопроводы составляют 8 % от всего технологического оборудования - на КЭС и на ТЭС – 12 %. По стоимости трубопроводы составляют 15 % от стоимости всего тепломеханического оборудования, по трудозатратам на монтаж так же около 15 %. Типы трубопроводов и их характеристика Материал, конструкция, изготовление, монтаж трубопроводов подчиняется правилам устройства безопасной эксплуатации трубопроводов горячей воды и пара. В них установлено 4 категории трубопроводов в зависимости от температуры и давления среды. В зависимости от категории трубопровода реализуется весь технологический цикл. Таблица 2.Категории трубопроводов Категория Среда Рабочие параметры среды Температура, Давление о С (избыточное), МПа 1 а Выше 580 Не ограничено б – перегретый пар От 540 до 580 То же в От 450 до 540 «» г До 450 Более 3,9 д – горячая вода Выше 115 Более 8 2 а б - – перегретый пар в- горячая вода, От 350 до 450 До 350 Выше 115 До 3,9 От 2,2 до 3,9 От 3,9 до 8,0 От 250 до 350 До 250 Выше 115 До 2,2 От 1,6 до 2,2 От 1,6 до 3,9 От 115 до 250 Выше 115 От 0,07 до 1,6 До 1,6 насыщенный пар 3 а б - – перегретый пар в- горячая вода, насыщенный пар 4 а - перегретый пар и насыщенный пар б - горячая вода Трубопроводы диаметром более 70 мм относится к первой категории; диаметром более 100 мм – ко второй и третьей категории (должны быть зарегистрированы в органах технического надзора). Трубопроводы различных категорий изготовляют из сталей различных классов: аустенитных высоколегированных (хромоникелевых ),ферритноперлитных (хромистых), перлитных низколегированных (хромомолибденовых), углеродистых – 20 и 10 Для пропуска определённого количества среды необходимо знать соответствующие значения сечения и внутреннего диаметра трубы Диаметр трубопровода определяется на основании технико-экономического анализа. С уменьшением диаметра снижаются кап. затраты, увеличивается скорость движения среды, увеличивается сопротивление среды, снижается адиабатный теплоперепад, а следовательно и КПД. Для определения диаметра проходного сечения трубопровода нужно знать скорость движения соответствующей среды. На основе анализа выбраны оптимальные скорости движения среды. Таблица 3. Оптимальные скорости движения среды Среда Скорость, м/с Паропроводы Перегретый пар Свежий пар от парогенератора к турбинам: докритических параметров 50-70 сверхкритических параметров 40-60 Пар промежуточного перегрева: «горячий» (после 50-70 промежуточного перегрева) «холодный» (перед 30-50 промежуточным перегревом ) Пар к периодичеки действующим 80-100 РОУ и БРОУ, предохранительным клапанам, выхлопным линиям Насыщенный пар 20-40 Водопроводы Напорные (под давлением, создаваемым насосами): питательная вода 4,0-6,0 парогенераторов конденсат турбин 2,5-4,0 «Всасывающие» (приёмные): вода, подводимая к насосам 0,5-1,5 свободный слив, перелив и т.п. 1-2 Сжатый воздух, газы 10-20 Вязкие вещества (масло, мазут и др.) 1-3 Дроссировка трубопроводов 1. Основное условие при проектровании: зона низкого давления никогда не должна оказаться под высоким давлением. 2.Компактность дроссировки. Достигается за счёт применения крутозагнутых отводов. Конструктивные элементы (компенсаторы, отводы, опоры, подвески) жёстко регламентированы межведомственными нормами. Длина трубопроводов должна быть минимальной, прямые участки выполняются с уклоном. В нижней части трубопровода – дренаж, в верхней – воздушник. Крепление трубопроводов к строительным конструкциям должно учитывать тепловое расширение, причём крепление должно быть жёстким. При этом на трубопроводе устанавливаются компенсаторы. Согласно установленным правилам, при температуре больше 45оС на трубопроводе должна быть изоляция. Контроль состояния трубопроводов 1) визуальный 2) ультразвуковая диффектоскопия 3) γ и рентгеновская диффектоскопия 4) механические испытания 5) металлографическое исследование 6) контроль ползучести (для паропроводов острого пара) Объём контроля определяется категорией трубопровода. Обозначения трубопроводов Красный цвет – высокая температура и давление Зелёный цвет – водопроводы Чёрный цвет – технические воды Оранжевый цвет – пожарная вода Если на трубопроводе есть металлическая изоляция, то на листе наносятся буквенные и цифровые обозначения, а так же цветовые кольца. Для питательной воды – ПВ (без цветового кольца ), для химически очищенной воды – белое цветовое кольцо. Расчёт трубопроводов Задача расчёта: 1)определение внутреннего диаметра dв и толщины стенки δ; 2) выбор марки стали, дроссировка трубопровода, проверка напряжения в металле. Нахождение необходимых величин производится на основании механического и гидравлического расчётов. Гидравлический расчёт Внутренний диаметр трубопровода определяют на основании уравнения сплошности потока пара и воды, протекающего по сечению трубопровода. V G υ Fпр ωопт [м3/с] πd 2 р F 4 V - объёмный пропуск среды, м3/с; G - массовый пропуск среды, кг/с; dр – расчётный внутренний диаметр трубопровода, м; υ - удельный объём среды м3/кг; Fпр - площадь сечения трубопровода, м2; ωопт - скорость потока Потери давления в трубопроводах ρω2 L Δp ξ тр ξ м dp 2 Δp - потери давления в трубопроводах ξ тр - коэффициент сопротивления прямых труб ξ м -местные сопротивления, м L –общая длина прямых труб Механический расчёт Толщину стенки трубопровода определяют по формуле: p δ d с 2 σ доп р н δ - толщину стенки трубопровода, мм; Р – давление среды, протекающей внутри трубопровода, МПа; φ - коэффициент прочности, учитывающий класс и марку стали, наличие и вид сварных швов; σ доп - допускаемое напряжение в металле трубопровода, МПа; с – прибавка к расчётной толщине стенки с=с1+с2 с1 – утонение стали при коррозии; с2 - утонение стали при изгибе Арматура электростанций К арматуре относят вентили, задвижки, регулирующая арматура. Типы: 1) запорная 2) регулирующая 3) предохранительная 4) защитная 5) контрольная 6) фазоразделительная Запорная арматура служит для временного отключения участков трубопровода и прекращения движения в них среды. К ней относятся краны, задвижки и клапаны Главная паровая задвижка, главная питательная задвижка: работают в двух положениях – открыто – закрыто. Регулирующая арматура позволяет изменять расход и параметры среды. Привод регулирующей арматуры, как правило, автоматизируется. К ней относятся регулирующие клапаны турбины, регулирующие клапаны питания паровых котлов, впрыска воды в паропроводы, редукционно-охладительные установки, регуляторы уровня, конденсатоотводчики и др. Предохранительная арматура служит для защиты оборудования и трубопроводов от недопустимого повышения давления, от обратного тока среды, попадания воды в турбину и т.д. Применяют предохранительные клапаны на паропроводах высоких параметров и регулируемых отборов, различном оборудовании (деаэраторы и др.). Устанавливают обратные запоры на напорной линии насосов при параллельной их работе, на линиях отбора пара из турбин. Перед регулирующими клапанами подвода пара к цилиндру турбины после промежуточного перегрева устанавливают отсечно - защитные клапаны для отвода пара в конденсатор во избежание разноса турбины при сбросе нагрузки. Регенеративные подогреватели высокого давления отключают автоматически от питательного трубопровода и направляют воду в обвод подогревателей в случае разрыва из трубок, для защиты турбины от попадания в неё воды. Защитная арматура препятствует развитию аварии, но работает на отсечение потока рабочего тела. К ней относят стопорный клапан турбины, обратные клапана на линии питательной воды. Контрольная арматура , преимущественно краны или клапаны, указатели уровня, используется для отбора проб среды и других целей Фазоразделительная арматура служит для автоматического удаления конденсата из паропроводов
