Проектирование тепловых электрических станций

!УДК 621.311.22 (075.8)

ББК 31.37я73 Б48

	'	i
	Рецензенты: кафедра энергетики Уральского государственного лесотехнического	!
	университета (зав. кафедрой проф. В.В. Мамаев);
1	доктор техн. наук, проф. В.Л. Шульман (ОАО "Инженерный центр
	энергетики Урала" предприятие УралОРГРЭС)
	Б.В. Берг
	Б48 Проектирование тепловых электрических станций: учебно-методическое пособие
j	Б.В.Берг. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2007. 63 с.
	ISBN 978-5-321-01067-9
	Учебно-методическое пособие предназначено для выполнения курсового проекта п
	дисциплине «Тепловые и атомные электрические станции» студентами очного	I
	заочного обучения по специальности 140 101 - Тепловые электрические станции.	I
	В пособии представлен порядок выполнения курсового проекта по одному	и
!;	основных предметов специальности. Даны рекомендации к содержанию пояснительно:

||записки и чертежей, методы тепловых расчётов тепловой схемы ТЭС и её элементен

расчёту дымовой трубы. Пособие снабжено приложениями-примерами расчётов j

!диаграммой «энтальпия-энтропия» воды и водяного пара, а также примерами требуемы чертежей. Приведен список рекомендованной литературы.

Библиогр.: 17 назв.

Рис.: 27

i

УДК 621.311.22 (075.8 ББК 31.37я73

ISBN 978-5-321-01067-9	© ГОУ ВПО «Уральский государственны!
	технический университет —УПИ», 2007

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ..........................................................................................................		4
1 .ЦЕЛЬВЫПОЛНЕНИЯ КУРСОВОГО ПРОЕКТА............................................		4
2.ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ ОКУРСОВОМПРОЕКТЕ....................................		4
2.1 .Задание на курсовой проект..................................................................................		4
2.2.0бъём, оформление и защита курсового проекта..........................................		4
2.3.Пояснительная записка..................................................................................		5
2.4.Чертежи...................................................	......................................................	6
3.ТЕПЛОВАЯ СХЕМА ТЭС...............................................................................		6
4.ТЕШЮВОЙ РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫИ ПОСТРОЕНИЕ ПРОЦЕССА
РАБОТЫПАРА В ТУРБИНЕ..............................................................................		8
5.ТЕПЛОВОЙРАСЧЕТ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ....		13
5.1 .Пароводяной теплообменный аппарат и его тепловой расчёт......................		13
5.2.Сетевая подогревательная установка и её тепловой расчёт............... ...........		13
5.3.Расширитель непрерывной продувки и его тепловой расчёт.........................		17
5.4.Эжекторный подогреватель и его тепловой расчёт........................................		19
5.5.Редукционно-охладительная установка (РОУ) и её тепловой расчет............		23
5.6.Пример	расчёта тепловой схемы ТЭС с одной турбиной Т-135/165.............		25
6.ПОЛНАЯ (РАЗВЕРНУТАЯ) ТЕПЛОВАЯ СХЕМА ТЭС........... ......................		37
7.УДЕЛЬНЫЕРАСХОДЫТЕПЛОТЫ, ПАРА И ТОПЛИВА НА ТЭС...............		41
8.РАСЧЁТ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ДЫМОВОЙ ТРУБЫ ТЭС.............. .		44
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙСПИСОК...................................................................		49
ПРИЛОЖЕНИЯ......................................................................................	Ч...............	51
		52
Приложение 1 - Задание на выполнение курсового проекта................................
Приложение 2 - Титульный лист пояснительной записки....................................		53
Приложение 3 - Пример «Содержания» пояснительной записки.........................		54
Приложение 4 - «h-s» диаграмма..........................................................................		55
Приложение 5 - Примерыпринципиальных и развернутой тепловых схем ТЭС
с установкой различных паровых турбин.............................................................		57
Приложение 6 - Примерычертежей общего вида главного корпуса ТЭС -
план и поперечный разрез..........................................................	..........................	61

3

I;

ВВЕДЕНИЕ

Курсовой проект по дисциплине «Тепловые и атомные электрические станции» выполняется студентами специальности 140101 - Тепловые электрические станции. Проект преследует цели более глубокого, с учётом знания теории, изучения тепловой схемы станции и её оборудования, всех цехов ТЭС, а также методов расчёта как тепловой схемы в целом, так и отдельных элементов и узлов ТЭС.

Данный курсовой проект является завершающим этапом изучения как собственно курса «Тепловые и атомные электрические станции», так и других курсов, посвященных изучению основного и вспомогательного оборудования тепловой электростанции. >

Выполненная работа сдаётся руководителю для проверки и после проверки и согласия руководителя, выражающегося в подписи на' титульном листе, защищается.

По результатам защиты студенту выставляется зачёт с оценкой.

1. ЦЕЛЬ ВЫПОЛНЕНИЯ КУРСОВОГО ПРОЕКТА

Курсовой проект выполняется с целью получить навыки и научиться глубокому анализу тепловой схемы станции на основе теоретических знаний, полученных в процессе изучения курса «Тепловые и атомные электрические станции», даёт возможность также изучить основное и вспомогательное оборудование всех цехов и подразделений станции. В процессе выполнения проекта студент осваивает и зацепляет навыки тепловых расчётов оборудования станции (ПНД, сетевых подогревателей, расширителя непрерывной продувки и др.), увязывает расходуемую тепловую энергию с вырабатываемой электрической; оценивает уровень загрязнения атмосферы выбросами электростанции с последующим анализом действий по приведению экологического состояния атмосферы к существующим нормам; рассчитывает или анализирует имеющиеся основные технико-экономические показатели ТЭС.

2. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О КУРСОВОМ ПРОЕКТЕ

2.1. Задание на курсовой проект

Задание выдаётся руководителем. Пример оформления задания приведён в прил.1. Задание выдается по тематике ТЭС, над ним предполагается работа студента - будущего выпускника УГТУ-УПИ. Заполненный бланк задания вшивается в пояснительную записку.

2.2. Объём, оформление и защита курсового проекта

Курсовой проект состоит из пояснительной записки и чертежей, выполненных в полном соответствии с заданием.

Выполненный проект защищается перед комиссией в составе руководителя проекта и еще одного преподавателя кафедры ТЭС. По результатам проверки пояснительной записки и чертежей и защиты выставляется зачёт с оценкой.

В дальнейшем материалы курсового проекта могут быть использованы студентами при подготовке дипломной работы.

После защиты пояснительная записка и чертежи передаются в архив кафедры ТЭС.

2.3.Пояснительная записка

Впояснительную записку входит выбор электрической и тепловой нагрузок, необходимых для обеспечения города (поселка) и предприятия, указанных в задании. По этим нагрузкам (или заданной мощности для ГРЭС) выбираются типы турбин с электрогенераторами и их количество.

Поскольку реальные расходы пара на турбинах связаны с их реальными нагрузками и могут отличаться от указанных в паспорте турбины, то определение необходимых расходов пара, требуемых для выбора паровых котлов, производится по результатам теплового расчета принципиальной тепловой схемы ТЭС. После выполнения теплового расчета производится выбор типа и количества паровых котлов.

Описания и расчеты узлов тепловой схемы ТЭС приведены в разд.3-6

настоящего пособия.

Затем выполняются выбор вспомогательного оборудования турбинного и котельного отделений ТЭС и расчет дымовой трубы (см. разд.8).

При этом и основное, и вспомогательное оборудование выбирается в соответствии с «Нормами технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей» [13]. Основные ’положения по выбору оборудования указаны также в [1; 12].

В пояснительную записку следует включить рассчитываемую принципиальную тепловую схему ТЭС, процесс работы пара в турбине, построенный в «h-s» диаграмме, и (по ходу расчета тепловой схемы) - схему каждого рассчитываемого элемента тепловой схемы с обозначениями, используемыми далее в расчете.

Обложкой пояснительной записки является титульный лист (пример титульного листа - см. прил.2). Второй страницей записки является «Задание» (пример задания - см. прил.1). Третья страница - «Содержание» (прил.З). «h-s» диаграмма приведена в прил.4. Диаграмма может быть скопирована йа ксероксе студентом для построения процесса работы пара в турбине и определения параметров пара в отборах турбины. Построение этого процесса можно выполнить также на кальке, наложив ее на «h-s» диаграмму.

Бланки задания и титульного листа пояснительной записки, а также «h-s» диаграмму, студент может скопировать с сайта кафедры ТЭС по адресу http://www.tes.ustu.ru.

Примеры тепловых схем различных ТЭС приведены в прил.З.

5

Листы пояснительной записки оформляются без рамки и спецификации и содержат поясняющий текст, расчеты, таблицы и рисунки. ,

В конце пояснительной записки приводится список использованной литературы. Этот список может быть составлен аналогично приведенному на с. 49 списку литературы к настоящему учебно-методическому пособию.

2.4. Чертежи

Курсовой проект содержит три чертежа: два чертежа главного корпуса тепловой электростанции (поперечный разрез и план) и один лист - полная (развернутая) тепловая схема станции либо тепловая схема одного из энергоблоков.

Чертежи вычерчиваются карандашом или тушью на ватмане формата А1. Ксерокопии чертежей не допускаются.

Вкачестве примеров все три чертежа приведены в прил.6.

3.ТЕПЛОВАЯ СХЕМА ТЭС

Принципиальная тепловая схема (ПТС) электростанции определяет основное содержание технологического процесса преобразования тепловой энергии в электрическую. Она включает основное и вспомогательное энергетическое оборудование, участвующее в осуществлении этого процесса и входящее в состав пароводяного тракта электростанции.

ПТС является расчётной схемой, именно на её основе выполняется тепловой расчет пароводяного тракта ТЭС.

На схеме, изображающей ПТС, показывают теплоэнергетическое оборудование вместе с линиями (трубопроводами пара и воды (конденсата)), связывающими это оборудование в единую установку.

В состав ТЭС входят несколько турбоагрегатов и котлов с вспомогательным оборудованием. Однако ПТС изображается обычно как одноагрегатная и однолинейная схема, одинаковое оборудование показывается в схеме условно один раз; линии технологической связи одинакового назначения также изображаются в виде одной линии (например, два главных паропровода показываются как один); иначе говоря, каждый элемент одного рода рисуется в ПТС один раз.

Отсюда следует, в частности, что ПТС электростанции с блочной структурой при одинаковых энергоблоках сводится к принципиальной тепловой схеме энергоблока.

При неблочной структуре электростанции, имеющей одинаковые турбоустановки и одинаковые парогенераторы, ПТС также сводится к принципиальной тепловой схеме одноагрегатной электростанции. Принципиальная тепловая схема электростанций с разнотипным оборудованием составляется из ПТС частей (секций) электростанций с одинаковыми агрегатами. Так, например, если на блочной конденсационной электростанции имеются турбоагрегаты 300 и 800 МВт, то ПТС составляется из двух схем этих энергоблоков.

Для ТЭЦ с промышленной и отопительной нагрузкой и разнотипными теплофикационными турбоагрегатами (ПТ, Р, Т), технологически связанными между собой (линиями промышленного отбора пара, подогрева добавочной и подпиточной воды и обратного конденсата и т.п.), ПТС составляется как единая схема, состоящая из взаимно связанных схем агрегатов разных типов.

В состав принципиальной тепловой схемы кроме основных агрегатов и связывающих их линий пара и воды входят: регенеративные подогреватели высокого и низкого давления с охладителями пара и дренажей; деаэраторы питательной и добавочной воды; трубопроводы отборов пара от турбин к подогревателям; питательные, конденсатные и дренажные насосы; линии основного конденсата и дренажей, добавочной воды. При термической водоподготовке в схему включают испарительную установку. Схемы ТЭЦ включают, кроме того, сетевые подогревательные установки, иногда - испарительные или паропреобразовательные установки с соответствующими линиями трубопроводов. Сетевые подогреватели входят также в схемы первых (по ходу строительства) энергоблоков КЭС и используются для отопления зданий жилого посёлка и служебных помещений электростанции. В состав ПТС входят вспомогательные устройства и теплообменники; расширители и охладители продувочной воды парогенераторов барабанного типа; охладители пара эжекторных установок и уплотнений; линии отвода пара из уплотнений турбин к различным подогревателям воды.

В ПТС электростанций с энергоблоками мощностью 250 МВт и больше входят приводные турбины питательных насосов с линиями пара и воды.

Основой ПТС является схема технологической связи парового котла и турбоустановки совместно со схемой регенеративного подогрева воды; на ТЭЦ, кроме того, вместе со схемами отпуска теплоты с паром и водой (включая, в частности, пиковые водогрейные котлы).

На чертеже ПТС показывают также часть арматуры, необходимой для нормальной работы элементов оборудования, например дроссельный регулирующий клапан на подводе пара к деаэратору и т.п.

Принципиальная тепловая схема с указанием параметров пара и воды и полученные в результате её расчёта значения энергетических показателей определяют уровень технического совершенства энергоблока и электростанции, а также в значительной мере - их экономические показатели. ПТС является основной расчётной технологической схемой проектируемой электростанции, позволяющей по заданным энергетическим нагрузкам* определить расход пара и воды во всех частях установки, её энергетические показатели.

На основе расчёта ПТС определяют технические характеристики и выбирают тепловое оборудование, разрабатывают развернутую (детальную) тепловую схему энергоблоков и электростанции в целом.

Рационализацию и модернизацию тепловой схемы действующих электростанций осуществляют также на основе расчетов ПТС.

Принципиальная тепловая схема является основной технологической и расчётной схемой тепловой электростанции любого типа: паротурбинной и

6

7

газотурбинной на органическом топливе, атомной электростанции на ядерном горючем.

В качестве примера на рис.3.1 приведена ПТС конденсационной блочной ТЭС с турбоустановкой К-300-240 (ЛМЗ).

4. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЁТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ И ПОСТРОЕНИЕ ПРОЦЕССА РАБОТЫ ПАРА В ТУРБИНЕ

Ниже приводится методика расчёта упрощенной регенеративной ПТС, изображенной на рис.4.1 без учета потерь рабочего тела (пара и конденсата). В этой схеме номера подогревателей соответствуют номерам отборных линий пара из турбины; подогревателем П2 является деаэратор; ПН - питательный насос.

Основная задача — по выбранной в соответствии с энергетической нагрузкой (N) турбине и известным её характеристикам (начальным и конечным параметрам пара, давлениям в отборах) определить общий расход пара D на турбину (турбины) с целью последующего выбора количества и типов паровых котлов (ПК). Считаются известными внутренний относительный КПД турбины щ и температура питательной воды котла tnB.

В начальной стадии расчёта в диаграмме «h-s» строится процесс работы (расширения) пара в турбине (рис.4.2) по известным начальным параметрам пара Р0 и t0, конечному давлению Рк и величине

При этом учитывается, что пар начинает работать не при давлении Р0, а несколько меньшем (обычно на 5%) Р0>=0,95’Ро, т.к. он дросселируется (процесс 0 -0 ' при /?0=const) в стопорном клапане и регулирующих органах ещё до того, как попадает на рабочие лопатки турбины. От т. 0' процесс строится следующим образом.

По располагаемому теплоперепаду Н определяется действительный Яд = H-rfoi = h0 ~ hK и величина hK ~ h 0 - Нд. По величинам hK и Рк находится точка К конца процесса. Точки 0' и К соединяются прямой линией. В точках пересечений линии процесса работы пара в турбине и линий давлений в отборах Р}, Р2, Рз определяются недостающие параметры пара в отборах t}>hi; h, h2,' Ь, hx

9

Рис.4.2. Процесс работы пара в турбине		s
Далее составляют уравнения материального (для турбины) и теплового
балансов всех подогревателей.
1 )D=Dj +D2+D 3+Dk .		(4.1)
2) Тепловой баланс регенеративного подогревателя Ш :
Dr(h] —hm)‘Цп—^п в ‘(кпв -hnz) •		(4-2)
Отсюда при D n ^D
DJ—DIIB’ hj7B ~ hn2
(h} - h m )-7}j]
3) Тепловой баланс подогревателя ПЗ:
А з‘0*з ~ Ьлз)'Цп =& к'(Ьок ~~ Ь'ок) ■		(4-3)
Отсюда
_ &К' (Ьрк ~ Ь’ок )
(Ь з~ Ь п з)'71п
4) Тепловой баланс подогревателя П2:
(D?h2 + D fhm + Ar^ro +	Щ>к)'г}п=Впв'Ьт ,
или

(4.4)

В первое уравнение (4.1) вошли пять неизвестных. Для определения из всей системы каждого из этих неизвестных расходов пара требуется пять уравнений. Пятым уравнением может быть энергетический баланс турбогенератора.

5) N—[D’(ho —h%) —Dj-(h}—h%) —D 2'(h2 —h#) —DfQii —кк)]'Цм' Цг•				(4.5)
Отсюда
——	------------ =D - DfVj - D2y 2 - £>зУз,
(ho ~^1к ) ' 11м ’Яг
или
	N	Di • у i + D i ■у 2	+ Оз • уз .	(4.6)
D = ----------------------- 1-

(h0 - h K)'7}M 't]r

Здесь уь у2, Уз ~ коэффициенты недовыработки электрической энергии. Если величины h берутся в килокалориях на килограмм [ккал/кг] рабочего

тела, а N ~ в киловаттах [кВт], то в числитель первого слагаемого необходимо ввести переводной коэффициент 860 при величине N.

В системе полученных уравнений г]п - коэффициент удержания теплоты

подогревателями может быть принят равным 0,98.

Для определения энтальпий основного конденсата после подогревателей недогрев в них может быть взят около 5 °С. Энтальпии дренажей подогревателей берутся по состоянию воды на линии насыщения.

Для более сложной ПТС число уравнений системы может быть значительно большим, но и вероятность ошибки расчёта увеличится. Для упрощения расчёт можно вести методом последовательного приближения, предварительно задавшись величиной D.

Величину D предварительно выбирают, исходя из следующих соображений.

Из уравнения (4.6) видно, что расход пара D для схемы с регенеративными

подогревателями больше, чем без них. Без них он был бы равен
D	N	(4.7)
	= ------------------------ ;

( h - h K )>nM ‘Vr

Отношение D/DKназывают коэффициентом регенерации и обозначают {}. Величина /?= D/DKвсегда больше единицы.

10

II

	Отсюда
	D=p-DK={3-	N	'
			(4.8)
		~ Ь к )'т)м 'Vr
	(К

Выражением (4.8) обычно и пользуются для предварительного выбора D. При этом значение /? можно взять из справочников и учебников.

На рис.4.3 приведена более сложная схема ПТС ТЭЦ с турбинами ПТ-50- 130/13, включающая в себя двухступенчатые расширители непрерывной продувки, подогреватель химически очищенной воды, эжекторные подогреватели, подогреватель производственного пара, подогреватели сетевой воды для нужд отопления и горячего водоснабжения, а также потери рабочего тела.

Расчёт такой схемы ведётся по методике, изложенной выше, но к нему добавляются элементы расчётов дополнительного оборудования схемы, приведенные в гл.5.

Ряд тепловых схем с наиболее часто используемыми турбоустановками, в том числе и схема с турбиной К-300, но более подробная, чем на рис.3.1, приведены в прил.5.

ft=12/длр,’ ta=SSS°С>i0=V57? Кбж/кг

С	I	п	т	/vs=J0'W3Km,6
у -	Ьд»

j«

\к6л1

tone,*■a

Рис.4.3. Принципиальная тепловая схема станции с турбинами типа ПТ-50'130/13

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ

5.1. Пароводяной теплообменный аппарат и его тепловой расчёт

Практически все основные теплообменники пароводяной схемы тепловой электрической станции - пароводяные. Это прежде всего ПНД, ПВД и подогреватели сетевой воды (бойлеры). Их конструктивный расчёт выполняется на заводе-изготовителе, и на ТЭС они поступают в готовом виде. Работниками электростанции выполняется лишь тепловой расчёт с целью определения расхода пара. Этот тепловой расчёт базируется на составлении теплового баланса с учётом подогрева воды до температуры поступающего пара (для поверхностного аппарата) на 5-8 °С. При расчёте следует помнить, что весь пар в теплообменнике конденсируется. Отвод несконденсировавшегося пара предотвращается конденсатороотводчиком. Обычно (за исключением ПВД крупных турбоустановок) конденсат отводится при температуре конденсации, т.е. без переохлаждения.

Расчёт пароводяного теплообменника приведён ниже (разд.5.2) на примере подогревателей сетевой воды. Таким же образом рассчитываются и регенеративные подогреватели основного конденсата и питательной воды.

5.2. Сетевая подогревательная установка и её тепловой расчёт

Для подогрева сетевой воды и транспорта её к потребителю служит сетевая подогревательная установка (рис.5.1). Она включает в себя сетевые подогреватели нижней СП1 и верхней СП2 ступеней горизонтального (ПСГ) или вертикального (ПСВ) типов, сетевые насосы (СН), сетевые трубопроводы в пределах главного корпуса, конденсатные насосы сетевых подогревателей и узел подпитки тепловой сети (на рисунке не показаны).

Расчёт сетевой подогревательной установки заключается в определении расходов пара на сетевые подогреватели СП1 и СП2 при заданных температурном графике теплосети, тепловой нагрузке потребителя и принятом предварительно коэффициенте теплофикации атэц-

Тепловая нагрузка потребителя QT обеспечивается тепловой мощностью сетевых подогревателей (теплофикационных отборов) Q OTE и пиковых водогрейных котлов Qtibk-

Qt~ Qote + QnBK.

Отношение тепловой нагрузки, покрываемой из теплофикационных отборов турбины, ко всей тепловой нагрузке потребителя называется коэффициентом теплофикации ТЭЦ, атэц = QOTS/Q T ■

Мощность теплофикационных отборов Qotb=^t3u'Q t, мощность пиковых водогрейных котлов Q rb k-Q t- Qote-

12

13

Рис.5.1. Схема к расчёту сетевой подогревательной установки: ПВК - пиковый водогрейный котёл; СП1, СП2 - сетевые подогреватели нижней и верхней ступеней; СН - сетевой насос.

Расход сетевой воды определяется из уравнения теплового баланса:

Qt=GcB'CB'(tnp - tosp.)•

(5.1)

Здесь QT - тепловая нагрузка района, присоединенного к ТЭЦ, кВт; Св=4,19 - удельная теплоёмкость воды, кДж/(кг*К); tnP, t0sp - температура воды в прямой и обратной магистрали, °С; GCB —расход воды, кг/с.

Из уравнения находим

GCB—	QT	(5.2)

Температуры сетевой воды после сетевых подогревателей принимаются с учётом недогрева конденсата (дренажей) пара соответствующего отбора на

СП на 3-8 °С. Таким образом, t				' j	(3...8), tffl -		температура насыщения
при	давлении	пара	01	в	отборе	на	СП1,	аналогично

?’тэц= t $ -(3...8).

Для учёта потерь теплоты с поверхности изоляции подогревателей вводится КПД теплообменника (коэффициент удержания теплоты) rjn - 0,98...0,99, с учётом которого уравнение теплового баланса для каждого подогревателя:

Den Г(hoi — h'oi)'Vn—Gcb'св'0 'тэц~ *обр,

(5.3)

D c m ’ ( h o 2 ~ Ь .'о 2) - Ц п - G c b ' C b ' 0 ' ’т э ц ~ * 'т э ц ) ■

(5.4)

Здесь hoi и h02 ~ энтальпии пара в теплофикационных отборах, определяемые в процессе расширения пара в турбине в «h-s» - диаграмме; h '01

и h'02 -	энтальпии конденсата	на	линии насыщения при	соответствующих
давлениях пара в отборах.
Из этих уравнений можно определить расходы пара на сетевые
подогреватели:
n	_ GC3 'СВ ' ({'тэц - *ОБр)	п	_ ^СВ'сВ'((Ъ ц ~ 1ТЭц)		,с rs
V c n i ------ ---- Г Г Т - 7 ----		’ °С П 2 - --- ---- — — ;----		■	( - O J
	("01 ~ ^01) ' Лл		0*02 ~ ^02 ) ' Пп

Рассмотрим схему сетевой подогревательной установки на базе теплофикационного энергоблока с турбиной Т-250-240 (рис.5.2).

Вода после подогревательной установки, идущая на теплоснабжение потребителей, называется прямой сетевой, а возвращающаяся от потребителей - обратной сетевой водой. Трубопроводы соответственно называют подающим и обратным.

Схема сетевых трубопроводов ТЭЦ обеспечивает возможность связи по сетевой воде с соседним энергоблоком. Сетевая вода из обратной линии 1 посредством сетевого насоса первого подъёма 2 прокачивается через сетевые подогреватели 3 (ПСГ-1) и 4 (ПСГ-2). Далее сетевым насосом второй ступени 5 вода прокачивается через пиковый водогрейный котел 6 и поступает в подающую магистраль тепловой сети. Предусмотрена рециркуляция сетевой воды насосом 17 для поддержания необходимой температуры перед водогрейным котлом независимо от заданной температуры прямой сетевой воды. Подпитка тепловой сети осуществляется подпиточным насосом 7, который получает химически очищенную деаэрированную воду из аккумуляторного бака 8. Сырая вода подаётся насосом 9 через подогреватель сырой воды 10 на химводоочистку. Химически очищенная вода последовательно подогревается в водо-водяном теплообменнике 11, подогревателе 12 отборным паром из турбины и в охладителе выпара 13 деаэратора подпитки 14 и после деаэратора перекачивающим насосом подаётся в аккумуляторный бак.

Особенностью данной схемы, обусловленной высокими требованиями к качеству конденсата, является подача конденсата сетевых подогревателей на блочную обессоливающую установку (БОУ) после предварительного охлаждения в охладителе конденсата 15 (OKI) основным конденсатом турбины и в охладителе 16 (ОК2) циркуляционной водой до 40-45 °С (в последнее время до 60 °С).

Предусмотрена также возможность подачи конденсата сетевых подогревателей непосредственно в линию основного конденсата турбины перед подогревателями низкого давления ПНД1 и ПНД2. В турбоустановках Т-100- 130, Т-175-130, Т-180-130, работающих с барабанными котлами, БОУ

15

14

отсутствует и конденсат сетевых подогревателей подаётся в линию основного конденсата.

			Прямая
	17		сетевая
		С. .	Вода \
			\
		■iXH
	Я'1Р нижнего асп5ора,	-{хН
бхпд		^ ^ КоллекторСН(1,гкгс/смг)
конденсационных.		0,12 м п а
насосов

Циркуля­

ционная

бода.

5.3. Расширитель непрерывной продувки и его тепловой расчёт

Для снижения материальных и тепловых потерь с продувочной водой для котлов с естественной циркуляцией предусматривается установка расширителя (сепаратора) непрерывной продувки и охладителя продувки по схеме, приведенной на рис.5.3.

Расширитель продувки представляет собой цилиндрический сосуд, в который вводится продувочная вода, имеющая высокую температуру tnp, равную температуре кипения в котле при рабочем давлении пара. С помощью редуктора (дроссельного клапана, набора шайб) давление Рр в расширителе поддерживается значительно меньше давления пара в паровом котле. При этом давлении продувочная вода оказывается перегретой по отношению к температуре кипения, соответствующей давлению Рр в расширителе. В результате поступающая в расширитель продувочная вода будет вскипать, выделяя пар в количестве DP>эквивалентном разности энтальпий (hnP- h'p).

Растворимые примеси, содержащиеся в продувочной воде, в образующийся пар почти не переходят, поэтому пар этот может использоваться в тепловой схеме станции в регенеративных подогревателях, включая деаэратор.

Плинии перед ПНД д, ^	Сырая	Рис.5.3 Схема установки расширителя Р с охладителем продувки ОП на ТЭС:
	бода.	Ред. - редуктор; ПК даровой котёл;
Рис.5.2. Схема сетевой подогревательной установки		Dimпроизводительность котла по перегретому пару

1 6

17

Тепловой баланс расширителя позволяет определить как количество образовавшегося пара Dp, так и оставшийся концентрат продувочной воды (дренаж) DMp.

Е>пр 'hnp 'Цр = Одр ‘h'p + Dp •hp.	(5.6)
Учитывая, что DnP~DP + ОДР, из (5.6):
Dp—Dnp ^пр '71p~tiP	(5.7)
hp ~ Ьдр
D flp -D jjp -D p - D/jp' 1 - hnp ’7?p~h'p'^	(5.8)
Ьр-Ьдр j

Здесь rjp —коэффициент удержания теплоты расширителем, учитывающий потери теплоты через изолированные стенки его корпуса ^ 0 ,9 8 . Параметры пара и воды, выходящих из расширителя, соответствуют состоянию насыщения при Pp. Количество продувочной воды DnP =(p-Dnn. Доля продувки '<рзадается или определяется по солевому балансу котла. Обычно Dp получается 10-30 %

от Dnp.

Дренаж (концентрат) ОДР расширителя имеет высокую температуру; это позволяет использовать его теплоту в охладителе продувки ОП (рис.5.3). Обычно ОП - это водо-водяной теплообменник. Чаще всего на ТЭС в ОП подогревается химически очищенная вода, а сам ОП в этом случае называется подогревателем химически очищенной воды (ХОВ). Расчет подогревателя ХОВ сводится к определению температуры химически очищенной воды на выходе из него {t”xoB в обозначениях на рис.5.3).

Основу расчёта составляет уравнение теплового баланса подогревателя:

Одр-(h'p- Ндр)-JJр = DXOB'W XOB ~ *'хов)'Св ■		(5.9)
Отсюда (при св = 1 ккал/(кг • К))
t 'хов -	h’P - h np	(5.10)
	t'xoB + Одр ■——----- .
	Охов
Здесь	rjp — коэффициент удержания	теплоты водоподогревателем.
1*дробычно принимается на 5 - 10 °С выше, чем		VXob-

Возможно более глубокое использование теплоты продувочной воды —с применением двухступенчатого расширителя (рис.5.4) при различных давлениях в его корпусах, например 7 и 2 кгс/см2.

Рис.5.4 Схема с использованием двухступенчатого расширителя Ppi>Pp2

5.4. Эжекторный подогреватель и его тепловой расчёт

Обычно абсолютное давление пара в конденсаторах паровых турбин поддерживается в пределах 0,02-0,04 бар, что соответствует температуре охлаждающей воды систем оборотного водоснабжения 15-25 °С. Теоретически абсолютное давление в конденсаторе должно быть равно давлению насыщенного пара, соответствующему конечной температуре охлаждающей воды. Однако в действительности в конденсатор вместе с водяными парами поступает некоторое количество воздуха. Кроме того, воздух проникает через неплотности во фланцевых соединениях конденсатора и трубопроводов.

Скопление воздуха ухудшает вакуум в конденсаторе, т.е. увеличивает давление пара за турбиной, что снижает КПД цикла, поэтому воздух необходимо постоянно удалять, для чего служат эжекторы. В паротурбинных установках применяются одно- , двух- и трёхступенчатые эжекторы. Схема одноступенчатого парового эжектора показана на рис.5.5. В рабочее сопло подаётся свежий пар. Вытекающая из него с большой скоростью струя, обладающая большой кинетической энергией, создаёт в зоне истечения пониженное статическое давление-разрежение. В зону разрежения (приёмную камеру) подсасывается воздух с некоторым количеством пара из конденсатора.

В диффузоре кинетическая энергия паровоздушной смеси преобразуется в энергию давления, поэтому пар из паровоздушной смеси конденсируется в холодильнике, а насыщенный паром воздух выбрасывается в атмосферу. Через холодильник (охладитель эжекторного пара) прокачивается конденсатным насосом основной конденсат из конденсатора. По отношению к этому конденсату холодильник является подогревателем и часто называется «эжекторный подогреватель». Подогрев в нём основного конденсата составляет до 3-5 °С. Эжекторный подогреватель является типичным кожухотрубным

18

19

теплообменником, основной конденсат движется в трубках, пар - в межтрубном пространстве. Для того чтобы воздух из подогревателя мог выбрасываться в атмосферу, давление воздухопаровой смеси в нём должно быть не ниже атмосферного - обычно около 1,05 бар.

Для создания такого давления обычно единичного эжектора оказывается недостаточно, и ставят несколько эжектирующих ступеней последовательно друг за другом. Так, турбина мощностью 50 МВт компонуется трёхступенчатым паровым эжектором. Турбина 100 МВт - двумя такими эжекторами.

Рис.5.5 Схема одноступенчатого эжектора:

1 - эжектор; 2 - холодильник (эжекторный подогреватель)

На турбоустановках последних марок вместо парового может быть водоструйный эжектор. Например, турбина К-300-240 JIM3 снабжена четырьмя однокорпусными водоструйными эжекторами, работающими параллельно. При этом в каждом корпусе устанавливается по четыре рабочих сопла, т.е. организуется четыре струи.

Наиболее компактным является эжекторный подогреватель, собранный в одном корпусе с паровым эжектором (рис.5.6).

Обычно для работы парового эжектора используется пар с давлением 12-18 бар от линии свежего пара высокого давления. Расход пара составляет до 0,5 % от расхода пара на турбину.

от	сбросе
конден­
сатора	атмосферу

трубки для осн.

\ конденсата

дренаж

Рис.5.6. Двухступенчатый паровой эжектор с подогревателями, расположенными в общем корпусе

Тепловой расчёт эжекторного подогревателя (ЭП) как элемент общего расчёта тепловой схемы ТЭС заключается в определении температуры основного конденсата после ЭП. Пример фрагмента тепловой схемы с ЭП показан на рис.5.7, а расчётный узел - на рис.5.8.

свежий

6 турбину

Рис.5.7. Фрагмент тепловой схемы турбоустановки с двухступенчатым паровым эжектором и двухступенчатым эжекторным подогревателем: К - конденсатор; ГЗ - гидрозатвор; КН - конденсатный насос; Рк, Рь Рг, Ра- давления в конденсаторе, 1-й и 2-й ступенях ЭП, атмосфере соответственно

20

21