4

Введение

В данном учебно-методическом пособии содержатся рекомендации и некоторый справочный материал, а также ссылки на литературу, необходимые

для	выполнения		технологической		части	дипломного		проекта	теплов
электростанции (ТЭС).
	Они	предназначены		для студентов, выполняющих дипломный проект
ТЭС,	преимущественно			паротурбинной. Если			объектом	проектирования
является котельная, топливоподача, система золошлакоудаления, тепловая сеть
и тому подобное, то задание определяется в индивидуальном порядке.
	Технологическая часть проекта ТЭС выполняется в соответствии с
индивидуальным			заданием, в котором		указываются: тепловые нагрузки
среднего		и низкого		потенциалов; температурный			график	сетевой	воды;

примерный район размещения ТЭС(для распределения тепловых нагрузок во времени); климатические данные; вид топлива.

Задание предполагает в общем случае выполнение следующих основных подразделов технологической части.

1.Выбор (в том числе обоснование выбора) основного технологического оборудования ТЭС (энергетические котлы, водогрейные котлы, турбины, электрогенераторы).

2.Выбор принципиальной тепловой схемы(ПТС) ТЭС и ее отдельных

турбоагрегатов и построение процесса расширения						пара	в	турбине
расчетном режиме.
3.	Выбор	вспомогательного	оборудования		турбинного		и	котельно
отделений (конденсаторы, регенеративные				и	сетевые		подогреватели,
деаэраторы, другие теплообменники, насосы, эжекторы, оборудование систем
топливоприготовления и топливоподачи).
4. Выбор общестанционных объектов(элементы системы технического
водоснабжения,		схема	водоподготовки,		топливное		хозяйство,
золошлакоудаление).
5.	Расчет	годового отпуска	теплоты	и	выработки		электроэнергии
соответствии с заданными нагрузками, получение исходных							данных	для
расчета среднегодовых технико-экономических показателей							, ТЭСрасчет
среднегодовых значений КПД и удельных расходов топлива на								единиц
выработки электроэнергии и отпуска теплоты.
	Отдельные элементы подразделов по согласованию					с	консультантом
могут	исключаться (например, при отсутствии				доступного		справочного
материала по характеристикам вспомогательного оборудования).

При проектировании конденсационной электростанции(КЭС) заданием предусматривается отопительная нагрузка, покрывающая нужды станционного поселка или близлежащего городского района, которая обеспечивается из нерегулируемых отборов конденсационных турбин.

5

1. Выбор основного технологического оборудования ТЭС

Основное		технологическое		оборудование		паротурбинных
составляют энергетические котлы, водогрейные котлы, паровые турбины и
электрические		генераторы.	Выбор	основных агрегатов ТЭС начинают с
турбинного	оборудования,		которое	обеспечивает	оптимальное		покрытие

тепловых нагрузок и выработку электроэнергии согласно графику нагрузок потребителей и выдачу избыточной мощности в энергосистему. В практике

реального

проектирования

выбор

состава

оборудования

производят

нескольких вариантов, которые сравнивают по экономической эффективности.

При

выполнении

учебного

проекта

допускается

принимать

к

рас

единственный вариант, но желательно представить аргументы, что именно этот

вариант имеет преимущества перед альтернативными(обеспечивающими тот

же энергетический эффект).

На

современных

паротурбинных

КЭС

применяют, как

правило,

однотипное оборудование в виде моноблоков«котел-турбина-генератор»

одинаковой единичной мощности и на одинаковые параметры пара. Основное и

резервное топливо для всех котлоагрегатов также выбирают одинаковыми,

причем как для газовых, так и для угольных ТЭС в качестве резервного топлива

выбирают мазут.

Если

на

КЭС

допустима

установка

энергоблоков

номинал

электрической мощностью 300 МВт и более, то применяют турбоагрегаты на сверхкритические параметры свежего пара с однократным промежуточным перегревом (23,5 МПа, 540/540 оС) одного из следующих типоразмеров[1, c.

159] К-300-240; К-500-240; К-800-240;			К-1200-240. Выбор типоразмера и
завода-изготовителя, что предопределяет последующий выбор принципиальной
тепловой схемы (ПТС) и состав вспомогательного оборудования, осуществляют
по справочной литературе [1-3, 14].
При	меньшей	допустимой	единичной	мощности	применя
турбоагрегаты К-210-130 (с электрогенераторами мощностью 210…220 МВт) и
К-160-130 (с	генераторами мощностью150…165 МВт),			работающие	при

давлении свежего пара 12,8 МПа при температурах свежего пара и пара после промежуточного перегрева 555/555 оС.

Выбор состава основного оборудования ТЭЦ более сложен, чем для КЭС.

В задании на проектирование указываются величины максимальной

низкопотенциальной		(отопительной)	нагрузки	¢	МВт,	и
				Qот ,
среднепотенциальной		тепловой нагрузкиGп , кг/с.		Отопительная нагрузка
(собственно отопления, вентиляции и горячего водоснабжения) обеспечивается
сетевой водой по заданному температурному графику теплосети, причем ее
базовая	часть в	размереQотб.н	определяется	как	располагаемая	при
		от

номинальной (расчетной) загрузке отопительных отборов турбин типа«Т» и расчетной загрузке отопительных отборов турбин типа «ПТ» (при номинальном

6

расходе пара на турбину и заданной расчетной нагрузке производственного

отбора).	Оставшаяся	часть	отопительной нагрузкиQпик	покрывается от
			от
пиковых водогрейных котлов(ПВК), а для ТЭС малой мощности, имеющих
турбины единичной мощностью25 МВт и ниже, – из производственных
отборов	турбин	типа«ПТ»	(в этом случае пиковые	котлы могут н

устанавливаться, а необходимый резерв тепловой мощности обеспечивается энергетическими котлами).

При расчете отопительного		коэффициента		теплофикации		для , ТЭЦ
			от	отб.н	¢	лежит
имеющих ПВК, следует считать оптимальным, если aТЭЦ				= Qот	Qот
в диапазоне 0,4…0,75. Если	данный	коэффициент		выходит	за	указанные
пределы, то это требует дополнительного обоснования.
Среднепотенциальная	нагрузка		обеспечивается			паром

производственных отборов или противодавления турбин и резервируется редукционно-охладительными установками (РОУ) от энергетических котлов. В задании указывается номинальная величина этой нагрузки Gп , кг/с, и давление

отбираемого	пара Рп , МПа. В	условиях учебного проекта долю возврата
конденсата	с производстваaвк	можно принять равной единице. При

выполнении проекта считается, что среднепотенциальная нагрузка в течение всего года неизменна, за исключением нагрузки производственных отборов турбин (например, типа ПТ-25-90), обеспечивающей покрытие пиков отопительной нагрузки (в этом случае в состав ПТС ТЭЦ включаются пиковые сетевые подогреватели).

Среднепотенциальная нагрузка ТЭЦ обеспечивается турбинами противодавлением (типа «Р») и турбинами с производственным отопительными отборами (типа «ПТ»). Суммарная максимальная мощность противодавления и производственных отборов всех турбин ТЭЦ должна быть на 10-20 % выше заданной нагрузки Gп , что определяется и необходимостью резервирования, и потребностью обеспечить отопительную нагрузку турбин

типа «ПТ», которая

при максимальной

загрузке

производственного

отбора

G

max

в

несколько

раз

меньше

номинальной

н

. При этом

п

величиныQ

от

нагрузка производственных отборов турбин типа«ПТ» может быть и ниже, и

выше номинальной величины G

н .

п

Основные

параметры

отечественных

теплофикационных

турб

мощностью 25 МВт и выше сведены в таблицы 1,2. При выборе турбин следует

учитывать,

что

указанное

значение

номинальной

отопительной

нагрузки

турбин

типа «ПТ» достигается при

нагрузке производственного

отбора, не

превышающей

номинальную

величинуGпн .

Конкретное

значение

максимальной отопительной

нагрузки

турбиныQот

при

расчетном

значении

Gп для заданной турбины проектант определяет по диаграмме режимов данной

7

турбины, после чего уточняет значениеaТЭЦот и нагрузку ПВК для всей ТЭЦ

(кроме ТЭЦ с турбинами -25ПТ-90/10, на которых ПВК обычно не устанавливают).

При выборе состава основного оборудования агрегатов ТЭЦ следует учитывать следующие рекомендации:

1. Для чисто отопительной ТЭЦ следует применять блочную тепловую схему (без поперечных связей по ), парус однотипными агрегатами максимально возможной единичной мощности. Это не относится к ТЭЦ с турбинами типа -Т50-130, для которых отсутствуют котлы для реализации блочной схемы.

2.Повышение экономичности работы ТЭЦ достигается при применении агрегатов с промежуточным перегревом пара типа Т-250 и Т-180.

3.На промышленно-отопительных ТЭЦ поперечные связи по пару целесообразно применять только между агрегатами, резервирующими среднепотенциальную тепловую нагрузку.

4.При установке агрегатов одного типа(«Т» или «ПТ»), но разной

единичной

мощности

в

первую очередь устанавливать агрегат меньше

мощности.

Это

следует

учитывать

при

формировании

главной

схе

электрических соединений.

При

выборе котельного оборудования всех ТЭС учитывают такж

следующие соображения:

1. Выбранный

котлоагрегат

должен

соответствовать

турбине

п

начальному

давлению

,параналичию

промежуточного

перегрева

и

паропроизводительности.

Котельные

агрегаты

могут

иметь

запас

паропроизводительности (3-15 %) и по начальному давлению(до 5 %) перед

турбоагрегатами.

Если

проектируется

ТЭЦ

с

поперечными

,

связя

необходимо рассчитать

минимальную

паропроизводительность

котлов

как

сумму номинальных расходов пара всех турбин с запасом3%. Максимальный

запас паропроизводительности в этом случае составляет 10%.

Для блоков сверхкритического давления, включая Т-250, применяются

прямоточные котлоагрегаты типа «Пп», для блоков с турбинами К-210, К-160 и

Т-180 – такие же либо барабанные котлы с промперегревом типа«Еп», а для

остальных

теплофикационных

турбоагрегатов–

котлы

типа «Е» без

промперегрева пара.

2. Выбор котлоагрегата производится по виду сжигаемого топлива.

Агрегаты,

спроектированные для

сжигания

твердого

топлива с

высоким

выходом

летучих

веществ(торф,

бурые

угли)

нельзя

использовать

для

сжигания антрацитов и низкореакционных каменных углей, и наоборот.

8

Таблица 1

Параметры отечественных теплофикационных турбин

	Типоразмер турбин		н	max	Ро ,	tо ,		tпп		Рп ,	max	н	н		max	Рк ,	Gо ,
			N э ,	Nэ	МПа	о		о		МПа	Gп	Gп ,	Qот		Рот	кПа	кг/с
			МВт	МВт		С		С			кг/с	кг/с	МВт		МПа
	Т-110/120-130		110	120	12,75	555		-		-	-	-	204		0,25	5,3	135
	Т-50/60-130		50	60	12,75	555		-		-	-	-	110		0,25	4,9	71
	ПТ-135/165-130/15		135	165	12,75	555		-		1,18-2,16	108	88,9	134		0,25	3,43	211
	ПТ-50/60-130/7		50	60	12,75	555		-		0,50-1,00	58,4	32,8	70		0,25	3,43	83
	Р-100-130/15		100	107	12,75	555		-		1,18-2,16	167	167	-		-	-	211
	Р-40-130/31		40	43	12,75	555		-		3,04	111	111	-		-	-	131
	Т-175/210-130		175	210	12,75	555		-		-	-	-	325		0,3	4,9	211
	Т-250/300-240		250	300	23,54	540		540		-	-	-	407		0,2	4,9	272
	Т-180/210-130		180	210	12,75	540		540		-	-	-	302		0,2	3,43	186
	ПТ-80/100-130/13		80	100	12,75	565		-		0,98-1,58	83	69	122		0,2	4,9	131
	ПТ-60/75-130/13		60	75	12,75	565		-		0,98-1,58	69	55,5	96		0,25	4,9	107,5
	Р-50-130/13		50	60	12,75	565		-		0,98-1,58	111	111	-		-	-	133
	Т-25-90		25	30	8,8	535		-		-	-	-	61		0,25	4,9	36,1
	ПТ-25-90/10		25	30	8,8	535		-		0,8-1,3	34,7	19,4	32,1		0,25	4,9	44,4
													(56,2)				(52,7)
								Обозначения:
N эн ,		Nэmax - номинальная и максимальная электрическая мощность;
Ро , tо , Gо - номинальные давления, температура и расход свежего пара; tпп - температура промежуточного перегрева пара;
Рп - давление в производственном отборе или противодавление (диапазон или номинальное значение);
Gпmax , Gпн - максимальное и номинальное значения величины производственного отбора или расхода в														противодавление;
Qотн		- номинальная отопительная нагрузка (при этом G п						£ G пн , в зависимости от типа турбины);
Ротmax - максимальная величина регулируемого давления в отопительном отборе;											Рк - давление в конденсаторе на расчетном режиме.
								Примечания:

1.Последние по дате выпуска модификации могут иметь отличные от указанных параметры.

2.Для турбины ПТ-25-90/10 в скобках приведены максимальные значения параметров.

9

Таблица 2

Данные для составления и расчета принципиальных тепловых схем турбоагрегатов промышленноотопительных ТЭЦ (для режима с номинальной нагрузкой и номинальными расходами пара)

Типоразмер турбин

1

Т-175/210-130

Т-110/120-130

Т-50/60-130

ПТ-135/165-130/15

ПТ-50/60-130/7

Р-100-130/15

ПТ-80/100-130/13

ПТ-60/75-130/13

Р-50-130/13

ПТ-60/75-90/13

ПР-25/30-90/10/0,9

Т-25-90 (ТМЗ)

Число корпу-

(сов -цили

2

3

3

2

2

2

1

2

2

1

2

1

1

ндров)

Типступени регулир.

3

Р

К

К

Р

К

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Число регенер. отборовпара	Темпер. питат. воды, 0	Давление послепара турбины, МПа
	C
4	5	6
7	232	0,0049
7	232	0,0053
7	225	0,0049
7	232	0,00343
7	230	0,00343
3	232	1,47
7	249	0,0049
7	242	0,0049
3	235	1,27
7	232	1,27
4	217	0,09
5	223	0,0049

Давления пара в регенеративных отборах на номинальном режиме, МПа (по номерам отборов)

1	2	3	4	5	6	7
7	8	9	10	11	12	13
3,30	2,22	1,47	0,576	0,277	0,098	0,0416
3,32	2,28	1,22	0,57	0,294	0,098	0,037
3,24	21,3	1,08	0,50	0,263	0,098	0,046
3,34	2,24	1,15	0,50	0,24	0,078	0,019
3,41	2,17	1,13	0,53	0,272	0,098	0,04
3,40	2,28	1,47	-	-	-	-
4,41	2,55	1,27	0,39	0,098	0,033	0,005
4,41	2,55	1,27	0,56	0,333	0,118	0,006
3,63	2,16	1,27	-	-	-	-
3,72	2,16	1,27	0,637	0,363	0,118	0,007
2,56	1,57	0,981	0,245	-	-	-
2,67	1,84	11,7	0,412	0,118	-	-

			10
3. Для теплофикационных блоков Т-175, ПТ-135 и других допускается
установка	дубль-блоков (два		котла – одна	турбина), если по	справочной
литературе	не	удается	подобрать	моноблочный	котел	тр

паропроизводительности.

Выбор конкретного типоразмера котлоагрегата и его вспомогательного оборудования производят по справочной литературе [1, 2, 4, 14, 16].

Мощность генератора должна соответствовать номинальной мощности турбины, с отклонением плюс – минус 10 %. Исключение составляют турбины ПТ-80, для которых применяют генераторы номинальной мощностью от100 до 110 МВт, а также турбины типа Т-50. для которых устанавливают генераторы мощностью 63 МВт.

Установленная электрическая мощность ТЭС определяется как сумма

установленных (номинальных)			мощностей	отдельных			турбоагрегатов, а
установленная тепловая мощность отопительной нагрузки– по сумме
номинальных нагрузок отопительных отборов турбин и пиковых источников. В
случае применения турбин типа«ПТ» располагаемая мощность отопительной
нагрузки	ТЭЦ,	определяемая	с	учетом		расчетной			нагрузки
производственных отборов, будет отличаться от установленной в ту либо иную
сторону. Установленная мощность отборов пара на производство(теплоты
среднего потенциала) определяется в единицах массового расхода(кг/с). Она
равна сумме	номинальных расходов производственных						отборов	турбин типа
«ПТ» и расходов из противодавления турбин типа «Р».
Электрическая мощность ТЭЦ вырабатывается либо только на тепловом
потреблении,	при	закрытых	регулирующих		диафрагмах			частей	низкого
давления (РД		ЧНД), либо	также	и	по	конденсационному.				цик
Целесообразность конденсационной выработки электроэнергии на ТЭЦ зависит
от отношения стоимости электроэнергии, получаемой из энергосистемы, с
одной стороны, и вырабатываемой по конденсационному циклу, с другой.
Дипломник решает		вопрос о величине конденсационной выработки в каждом

временном интервале работы ТЭЦ по годовому графику с учетом мнения руководителя и консультанта проекта.

Практически следует при работе в неотопительный период применять работу агрегатов ТЭЦ, за исключением находящихся в плановом ремонте или в резерве, по электрическому графику, с загрузкой на 90-100% от номинальной электрической мощности турбин.