Проектирование тепловых электрических станций

Давления с паровоздушной стороны в промежуточных ступенях многоступенчатых эжекторов обычно выбираются из условия одинаковых

степеней сжатия в каждой ступени:				,
р	Р			(5.11)
				4 7
гк	ч
ОтсюдаР ^ \ р2		'? к ■
При />*=0,04 и Р2* 1,05 бар			0,2 бар.
Тепловой расчет ЭП базируется на тепловом балансе расчётного узла
(рис.5.8):
А ж '(Ьэж — h ”эж)'Уп = (Р к +A W				hx) ,(5.12)
откуда
	Г)яж			(5.13)
й"я=йя- + — —		-----(Ьэж~ h,r3)f()-r}n■
	DK + Иэж

Здесь г}П - коэффициент удержания теплоты подогревателем.

Величина Н"эж определяется как энтальпия конденсата греющего пара на линии насыщения при давлении Р{; Иэж - по состоянию перегретого пара в линии свежего пара, поскольку процесс его дросселирования до давления Рэж происходит по линии Zz=const.

После определения к"К нетрудно найти температуру t”K - для воды с давлением РК(по таблицам или диаграмме «h-s»).

р

иэж

1эж^ЭЖ

		г	1
Г			hK	t K	№K + &эж,
к		А	As
h"		И
	Р2		Pi v	Рк
пк

г г

1 эж ‘-'эж А

----йч---------- в конденсатор

" эж

Рис.5.8 Схема узла тепловой схемы турбоустановки для расчёта ЭП

5.5. Редукционно-охладительная установка (РОУ) и её тепловой расчёт

Редукционно-охладительная установка (РОУ) и быстродействующие редукционно-охладительные установки (БРОУ) применяются для снижения давления и температуры пара.

Внормальных условиях РОУ резервируют регулируемые отборы или противодавления турбин и включаются только при выходе их из работы, а также в периоды максимальной паровой нагрузки при недостатке пара из отборов турбин.

Внекоторых случаях, когда давление пара в отборах или противодавлении

турбин не соответствует давлению, требуемому отдельными потребителями, устанавливаются постоянно действующие РОУ. На ТЭЦ с надстройками высокого давления БРОУ служит также для резервирования предвюпоченных турбин.

Производительность РОУ, служащих для резервирования производственных отборов пара, принимается равной максимальному отбору пара данных параметров от одной турбины. Производительность постоянно действующих РОУ определяется по максимальному расходу пара.

При этом предусматривается 100 %-ное резервирование, если потребители не допускают перерыва в подаче пара.

Производительность РОУ, резервирующих предвключенные турбины, обычно принимается равной максимальному расходу пара одной из них. Редукционно-охладительная установка (рис.5.9) состоит из редукционного клапана для снижения давления пара, устройства для понижения температуры пара путём впрыска воды через сопла, расположенные на участке паропровода за редукционным клапаном, и системы автоматического регулирования давления и температуры дросселированного пара. При работе РОУ возникает сильный шум, что необходимо учитывать при её расположении в помещении ТЭС.

сеежий
паР	\	а _	втор.
		—	пар
S		:
- t X H
дренаж

\ / f

_L- ; i —^

!_РД_) . РТУ'5

Рис.5.9. Схема редукционно-охладительной установки:

1 —редукционный клапан; 2 - камера охлаждения; 3 —водяной клапан; 4 - клапан регулирования расхода воды; 5 - регулятор температуры; 6 - предохранительный клапан; 7 - регулятор давления пара

22

23

Тепловой расчёт РОУ сводится к определению количества первичного пара и охлаждающей питательной воды при заданном количестве вторичного пара.

Расчётная схема РОУ приведена на рис.5.10.				(
		вода (конденсат)
		Ьв	Z, кг
			г
пере, пар	1 ка	охладитель		втор, пар
hi	Pi			1+(p'Z, кг
				Р2 h2 12
		Ьдр	(1-(p)-Z, кг

дренаж

Рис.5.10. Расчетная схема РОУ (для 1 кг первичного пара)

Схема составлена для 1 кг свежего (первичного) пара, на который расходуется Z кг впрыскиваемой воды, <р - коэффициент, учитывающий долю воды, которая испаряется в охладителе. Обычно р=0,65-0,70. 30-35% (1 - <р) неиспарившейся воды отводится в дренаж. Количество вторичного пара получается (1 + g>-Z), кг.

Из теплового баланса РОУ
hB-Z + hj=(l + (p‘Z)‘h2 + (1 ~ (p)'-Z-hnp ,	(5.14)
можно определить потребность в охлаждающей воде Z :
h} ~ h2	(5.15)
Z=-

hup - h B +(p'(h2 - Ьдр)

Здесь величина НдР определяется для воды на линии насыщения при давлении Р2.

В общем случае, когда расход вторичного пара равен D], вторичного —D2i расход впрыскиваемой воды - W (см. схему на рис.5.11), требуемое количество первичного пара D} и воды W для получения заданного расхода вторичного пара Т>2 заданных параметров (Р2, t2, h2) (рис.5.10) определяется из материального баланса установки с учётом ранее найденной величины Z:

W^Z-D} ,

D2=D, + у W=Di + <pZ-Dj,

откуда

D}=	Р 2 .		W=	Z -D j
	l + p - Z	’		(5.16)
				1 + <P’Z

	вода
	W
	г
пере, пар	втор, пар
	d 2

О др f дренаж

Рис.5.11. Расчетная схема РОУ в общем виде

Устанавливая РОУ, всегда следует помнить, что она неэкономична, должна ставиться по возможности как резервная установка, а при её постоянной работе со временем должна быть заменена более совершенным оборудованием, например тепловым насосом (пароструйным компрессором).

5.6. Пример расчёта тепловой схемы ТЭС с одной турбиной ПТ-135/165-130/15

Задание. Рассчитать принципиальную схему тепловой электростанции с турбиной ПТ-135/165-130/15.

Исходные данные (берутся из паспорта турбины, приведены в [16]):

1.Электрическая мощность турбины N3 - 135 МВт.

2.Начальные параметры пара:

ро= 12,75 МПа;

t0 = 565 °С (h0 = 3500 кДж/кг).

3.Давление в конденсаторе турбины рк = 2,94 кПа. 4.Давление регулируемых отборов пара:

промышленного рпр ~ 1,47 МПа; верхнего отопительного роп =0,1176 МПа;

нижнего отопительного (нерегулируемого) роп - 0,0638 МПа. 5.Схема отпуска теплоты с ТЭЦ:

а) технологический пар из промышленного отбора Dnp - 89 кг/с (320 т/ч).' Конденсат пара на ТЭЦ возвращается полностью; температура возвращаемого конденсата iBK~ 100 °С;

б) горячая вода на отопление и коммунально-бытовые нужды. Теплофикационная установка на ТЭЦ включает в себя два сетевых подогревателя и пиковый водогрейный котёл. Количество отпускаемой теплоты

с ТЭЦ Qor = 233 МВт (200 Гкал/ч).

24

25

6.Температурный график сети в расчётном режиме тп/т0 — 150/48 °С (тя и То—температуры прямой и обратной воды).

7.Тип парогенераторов - барабанный.

8.Параметры пара: рпг~ 13,72 МПа; tn r~51Q °С.

9.Температура питательной воды tnB = 232 °С.

10.Коэффициент продувки парогенератора аЛр = 1,5%- Dffr , где Dffr -

расход пара из парогенератора (брутто).
11.Схема использования теплоты продувочной воды парогенераторов:
двухступенчатый сепаратор и подогрев химически очищенной воды в
поверхностном теплообменнике.
12.Коэффициент расхода пара на собственные нужды котельного
отделения	= 1,2%- D$r , где D^r - расход пара из парогенератора (нетто).
13.Внутристанционные потери конденсата (условно принять из деаэратора)
аут - 1,3%'Dflp
14.Число отборов пара на регенерацию (включая регулируемые) - 7.
15.Давление в деаэраторерд = 0,588 МПа.
16.	Схема		приготовления	добавочной	воды	парогенератора	-
химводоочистка. Восполнение потерь конденсата осуществляется в
конденсаторе турбины.
17.Температура химически очищенной воды txoe = 30 °С.
18.Подогрев		воды в сальниковом и эжекторном подогревателях принять
равным J /эж +dtcn “			25 °С (высокий	подогрев вызван малым расходом
основного конденсата турбины в этом режиме).
19.Недогрев воды в подогревателях высокого давления оПВд = 2 °С с учётом
использования перегрева пара в отсеках ПВД, а в подогревателях низкого
давления ъпнд -	5 °С.
20.Коэффициент полезного действия теплообменников tfro ~ 0,98.
21.Электромеханический КПД генератора г\эы= 0,98; т}эм= Цм+ Цг~
22.Параметры пара в отборах и расходы пара в уплотнениях, сальниковом
и эжекторном подогревателях принять по заводским данным.
Принципиальная тепловая схема электростанции представлена на рис.5.12.
На основе заводских данных для условий работы турбоустановки ПТ-135/165-
130/15 при номинальном режиме построена диаграмма процесса расширения
пара в турбине (рис.5.13). Из заводских данных следует также:
а) в ПВДЗ поступает пар из уплотнений в количестве DvnjI = 1,33 кг/с с
энтальпией купл -		3280 кДж/кг;

б) количество пара, поступающего из концевых уплотнений турбины в конденсатор, DKy = 0,01106 кг/с;

в) количество пара, поступающего в сальниковый подогреватель из уплотнений турбины, DCif= 1,795 кг/с;

г) количество пара, поступающего на основной и сальниковый эжекторы, Аэж= 0,654 кг/с.

Рис.5.13. Процесс расширения пара в проточной части турбины ПТ-135/165-130/15 в «h—s» диаграмме

26

27

Принимаем по заводским данным потерю давления пара на пути от турбины до регенеративных подогревателей в количестве 8% давления в отборе. Пользуясь данными таблиц свойств воды и водяного пара и диаграммой процесса расширения пара в турбине (рис.5.13), составляем сводную таблицу параметров в основных точках схемы (табл. 5.1). Разность энтальпий конденсата греющего пара и питательной воды на выходе из подогревателя для ПВД принимаем 8,4 кДж/кг, для ПНД - 21 кДж/кг, а для деаэратора 0.

Расчёт сетевой подогревательной установки

1 .Расход сетевой воды

п тах	=	'У'Х'ХЛ О3	= 540 кг/с (1940 т/ч).
GCB =		—
At0T		632,5-201
2. Тепловая нагрузка отопительных отборов
QOT=Q O? '	,	■— ,------= 2		3 3 = 116,1 М В т(~ 100 Гкал/ч),
	( * п - го )'С р			413>5

где А1СП = 416 - 201 =215 кДж/кг - повышение энтальпии сетевой воды в

теплофикационной установке турбины.

3. Тепловая нагрузка пикового водогрейного котла

Qnm= QOT ~ Q O T = 233 - 116,1 = 116, 9 МВт (~ 100 Гкал/ч).

4.Расход пара на сетевой подогреватель нижней ступени

-------- Оа - * а и _

. 540-(340 - 201) _

(how7-'oTS7)-VTO (2530-361)-0,98

5.Расход пара на сетевой подогреватель верхней ступени

------G e t- * 0 1 2 ----------

540-(416 ~340) =

(Ьотб6 ->отб6 )-Пто (2600-430)-0,98

Здесь и далее в ряде случаев символами t и h обозначены энтальпии.

6.Тепловая нагрузка подогревателей

Qcm= GCB ' AtСП1=540 • 139 = 75,1 МВт (64,7 Гкал/ч);

Qcm=GCB • Atсп2=540 • 76 = 41,0 МВт (35,2 Гкал/ч).

28

а-

к

ё

Н

29

Определение предварительного расхода пара на турбину

7. Коэффициенты недоиспользования мощности промышленного отбора

	^ --4 9 0 .0 ,5 7 4 ,
Я,-	1150

Здесь Ht~ располагаемый теплоперепад.

8. Коэффициенты недоиспользования мощности отопительных отборов:

_ H t - h0T} 1150 - 970 _

Уon	1150
Н,
^ ^ , . 1 1 5 0 - 9 0 0 ,
Я;	1150
9. Оцениваем расход пара на турбину по формуле
	/Уэ
D T ~ к р е г '	+ Упр *Bjjp + У0Т, • Dcn} + Уот2 'ВСП2
	Hi 'Лэм
Задаемся коэффициентом регенерации кРЕт~ 1,15 [2]:
D T =■ 1,15	135-103
	+ 0,574-89,0+ 0,1565-35,3 + 0,2176-18,9 = 209 кг/с
	1150-0,98
(752,4 т/ч).

Оценить расход пара на турбину можно также с помощью диаграммы режимов.

Расчет сепараторов (расширителей) непрерывной продувки

10. Производительность парогенератора

D f? = DT+ Dgg = 0 + a££)'D T= 1,012*209 = 211,51 кг/с (761 т/ч).

Здесь CCQH = 0,012 —доля расхода пара на собственные нужды.

11. Расход пара на собственные нужды котельного отделения

D $ j = 0,012•/)7-= 2,51 кг/с (9,03 т/ч).

12. Расход питательной воды (при доле продувки аПр= 0,015)

GnB= Dffr +DJIP = (1 + а Пр)'Т>пг = 1,015-211,51 =214,68 кг/с (772,5 т/ч).

13. Расход продувочной воды

GnP= ссПр - “ 0,015*211,5 i = 3,17 кг/с (П,45 т/ч).

14. Выпар из первой ступени сепаратора продувки (расширителя непрерывной продувки)

%Дщ7/ =

О

где hnp = 1560 кДж/кг - энтальпия воды в барабане парогенератора при рБ=13,72 МПа (140 кг/см2); (СЕП} = 666 кДж/кг - энтальпия продувочной воды, сливаемой из I ступени сепаратора; г} = 2090 кДж/кг - теплота парообразования

при давлении рД~ 0,588 МПа;
Рр.}	Demi = 3,17 ^ 5Ппп~ббб~ = 1,36 кг/с (4,9		т/ч).
	/иуи
	15. Вьшар из второй ступени сепаратора
%	A aan = Q'n r (hC E m -h E m l= 1,81-(666			-437) _ Q>lg4 ^ (Qj665 т/ч).
	г2	2250

G'up— GnpDcEni= 3,17 - 1,36 = 1,81 кг/с.

Здесь fcm2 = 437 кДж/кг - энтальпия продувочной воды, сливаемой из II ступени сепаратора.

16. Количество воды, сливаемой в техническую канализацию 0сл~ 60‘С)

Рр,

ОО:;Р"лр = Gnp- (Всею + В септ) ~ 3,17 —(1,36 + 0,184) —1,626 кг/с (5,86 т/ч). iJl L

17. Расход химически очищенной воды, подаваемой в конденсатор

GXOB^ GM0B= G"np+Gyr+DCH = 1,626+0,013-209+2,51=6,853 кг/с (24,8 т/ч).

30

31

18. Энтальпия химически очищенной воды после охладителя непрерывной продувки

I'X O B - I X O B + G X0B'	' <XS m ~ ? зд .; = 12 5 Д + 1..6 - - ^ 3 7 - 2 5 1,) = 1 6 9 ,8 3 к Д ж /к г .
	ijXOB
Расчет регенеративной схемы
19. Расход пара на ПВД1

Д	G m - O m - h )	. = 214,68-(1001,6-907,6) =		(33,084т/ч).
	(Ъогб, - 1 отб,)-П то		{3190-949,5>0,98	)
7]т0 - коэффициент удержания теплоты в ПВД 1.
20. Расход пара на ПВД2
D _	6 ПВ ' ( h ~ h ) - 7 J T 0 ' D j • (tQTEl ~tOTE2) _
	(h ОТБ2 "	1ОТБ2 ) ' T]T Q

. 214,68 ■(907,6 - 8 15,6) - 0,98 ■9,19 • (949,5 - 857,5) . 8_б10кг/с(30>996т/ч).

(3100 -857,5) -0,98

21. Расход пара на ПВДЗ

■(Ъ - h ) ~ Т}то ■ [ ( Р , ~ Р 2 ) ( tOTE2 ~ (ОТБЗ ) + Р у п д ‘ (Н у п л -tQTBS ) ] _

(tOTB2 - tOTB3)'f]TO

_ 214,68 • [(815,6 - 689)- 0,98 • 17,8 ■(857,5 - 730,9) +1,33 • (3280 - 730,9)] = (з010 - 730,9) *0,98

-9,68 кг/с (34,9 т/ч).

22.Повышение энтальпии питательной воды в насосе

Ahm-

Пи

Здесь Зср —удельный объем воды при средней температуре в питательном насосе.

Принимаем давление питательной воды после питательного насоса

Рн = 1,15’РПг= 1,15-13,72 = 15,78 МПа.

По таблицам воды и водяного пара, учитывая, что t&= 158 °С и

рСР = 15,8-ИЗ,588 _ 8 Д 9 4 МПа, находим i9CP= 0,00109 м3/кг;

(15,8-0,588)-103 -0,00109			„ _ .
Ahm = — ------	*----	---------- 1--------	= 21 кДж/кг.
		0,79

Энтальпия питательной воды на входе в ПВДЗ /д = 668 + 21 = 689 кДж/кг.

23. Материальный баланс деаэратора ,

___ ___jfcr --

(P i + Р г + Оз)+ Рулл + Р с еш +(рд + &кд —GftB + Gyr', ^ ' '

' •• • ______.................................

9,190 + 8,610 + 9,692 + 1,33 + 1,36 + Рд + Р щ = 214,68 + 2,71.

Отсюда

Рд + Р кд - 187,208 кг/с.

24. Тепловой баланс деаэратора

.•' J i V- У ^ V ^ * v У

{[р д ‘^ Д + (D1+P2+D3+О упл )' tОТБЗ' +РсЕП 'h "сЕпй'ЦтО^ О к д ^ 4 ^ (Gns+Gyr) tД,

где h "сеги~ энтальпия сухого насыщенного пара в сепараторе 1 ступени;

[£д-3010+(9,190+8,160+9,692+1,33)730,9 +1,35-2755]-0,9 8 + ^ 6 1 0 = = (214,68+2,71)*668; 4,835-DM+Dm -=198,196.

Из решения п.23 и 24 находим Р д = 2,865 кг/с (10,31 т/ч);

Ок д - 184,343 кг/с (663,634 т/ч).

25.Расход пара на ПНД4

гл_ Dm ' ( ' u ~ t c 4)		.
U 4—	" '

( hОТБ ~ 10ТБ4 ) ■Цто

32

33

Оцениваем энтальпию конденсата на входе в ПНД4 (с последующим уточнением) tc4 = 515 кДж/кг, тогда

\

д184,34-(610- _515) = 8 148 кг/с (29,335 т/ч). (2825 -632) -0,98

26.Расход пара на ПНД5

D	^	^ s ) ' ( *5~ ~fcs )
	(	ОТБ ~ *ОТЕ5 ) • TJY Q	>

Оцениваем энтальпию конденсата на входе в ПНД5 (с последующим уточнением) tcs~ 415 кДж/кг; тогда

Ds = 7,786 кг/с (28,030 т/ч).

Расход конденсата через ПНД5

D'KJ} = DKM- D 4 - D 5= 184,343 - 8,148 -7,786 = 168,409 кг/с.

27. Проверка принятого значения tc4

-. _ п КЦ -is+ (D 4 +D5)- tores _ 168,409 • 514 + (8,148 + 7,786) • 535 _ tC4~ 184,348

=515,63 кДж/кг,

что практически совпадает с ранее принятым значением (см. п. 25).

28. Оценка расхода пара в конденсатор, кг/с:

DK = D T —(D I +' D2 +	+ & упл + А? +	+ D4 + D$ + £>сл/	&спг +
+ /)/7 Г + А к У "*■ &СП + А э ж +	Dc3H<)i

£>*=209-(9,190+8,610+9,692+1,33+2,865+^+8,148+7,786+18,90+£>Яв+ +35,30+£>Я7+0,011+1,795+0,654;

£>*= 15,719 - (D m +Dm).

Этот поток пара определяет конденсационную мощность турбины.

29.Колнчество конденсата, проходящего через ПНД7

А / Л / ■J 1

D ’K ~ Р к + D n7 + Оку + ОДОб + Реп + А ж + &сэж

Г - ----- : ■—■ ($д&> Ос<1 (0>?*

D ’K =!15,719 -1>/7*;+(0,01А,+ $853 + 1,795 + 0,654 = (25,032 - D n6) .

30.		v>VU	" 1
		Расход пара на ПНД7
D =£Г .		( b - t c r )		( 1 \ 01 2 . - ^ ) ( 3 3 7 ~ 2 4 8 )
777	к	( h , - t o m ) -Что		(2530-358)-0,98

ПП7= 1,046 -0,0418 -£>П6.

31 .Уравнение теплового баланса ПНД6

[Вп6‘(Иотб6~ torse) +Осел2 'О1 "сЕлгtorse)] Цто~ (D'k+ Dcm)'( *в —tee);

u m	_ (25,0 3 2 - Dm +	Dcni)-(td - i С6)~ DCEn2 • ?}TO		• hem( i 2 ~ *отвб)
	-------— .........	—/;..... —	-------^---------------------------		—
		\hoTE6	“ ОТБ6)* ■rjro
Оцениваем энтальпию конденсата на входе в ПНД6				i Сб - 352 кДж/кг:
D	_ (25,032 - Р П6 + 35,3) • (407 -352)-0,184 • 0,98• (2687-3,$£) _
П6		(2600-428)-0,98

=1,326 кг/с (4,776 т/ч).

32.Из п.30 Dm = 1,046 - 0,055 = 0,990 кг/с (3,556 т/ч); Из п.29 £>'*=25.032 - 1,326 = 23,706 кг/с (85,40 т/ч); Из п.28 DK= 15,719-2,316 = 13,403 кг/с (48,250 т/ч).

	33.Уточнение ранее принятого значения				t С5
					зИ
	-	Щ - Ш с + DcnJr tcm + Dn 6 • toTE6 + (£>U + Dcn j)-t6
	t C5 —-------			----- 3-------	------ —
X	__	_	_____	__> r f
89*419+ 18,9-430+ 1,326-428+ 59,006-407					,
= ---------------		’---------	* л	------------—	=415,660 кДж/кг,
			168,409

что практически совпадает с данными п.26.

34

35

34.Уточнение ранее принятого значения t св

}	= Dcm ' 2 + Р'К ’Ь =35,3 • 3,61 + 23,706		• 337 = 351 358 ^сд ж/кг
св	D'K +Dc n 2	23,706 + 35,3

что практически совпадает с данными п.31.

35.Проверка баланса пара в турбине:

DT=DJ + D2 + D3 + Dynj]+ Dn + Dn + D4 + D5 + Dnc + Den1 + Dm + Dcm +D%+

+DKV+ DCn+ Е>эж;

209 = 9,190 + 8,670 + 9692 + 1,38 + 2,865 + 89 + 8,148 + 7,786 + 1,326 + +18,9 + 35,8 + 0,990 + 13,403 + 0,011 + 1,795 + 0,654;

209,0 кг/с = 209,0 кг/с, т.е. имеем полное совпадение.

36. Проверка материального баланса деаэратора:

GnB+ Dyj = Ищ + DJJ + DQEHI + Рупл + Di + D2 + D3;

214,68 + 2,717 = 184,343 + 2,865 + 1,36 + 1,33 + 9,190 + 8,610 + 9,62;

217,397 кг/с ~ 217,390 кг/с, имеем практически полное совпадение.

37. Внутренняя мощность турбины

Ni= YPi 'Л* = 9,190-310 + 8,610-400 + 101,557-490 + 8,148-675 + 7,786*780 + +20,226-900 + 36,29-970+ 13,403-1150= 136,447-103 кВт.

Ъ>£

Ъу.

Ъ*.

38. Электрическая мощность турбогенератора

N3 = Nr г}эм= 136,447-0,98 = 133,718 МВт;

Небаланс мощности N3 ~ 1,282 МВт, что составляет 0,95%.

39. Поправка на расход пара на турбину

, n 7	ANэ	= 1,15- -	1 1с 1,282*101.v
ADT= кРЕГ ■	- ? -		= 1,3 кг/с (4,68 т/ч)
H i-г]эм		1150*0,98

40. Уточнение расхода пара на турбину

0 ’т= DT + ADT= 209 + 1,3 = 210,3 кг/с (756 т/ч).

41. Уточнение значения коэффициента регенерации

_ _ _ _______ Р'т___________________________ 210,3

N 3	n	_	п ] 181,73
кРЕГ гт '	+ Упр ' ®пр +Уот1 ’ Dcm + Уот2 '®сп2
H i '-Пэм			)

Если отклонение мощности от принятой для расчёта схемы превышает заданную точность (>2%), то производят пересчет схемы на уточненный расход D'T. При этом все расчетные формулы для определения отдельных потоков пара не изменяют, а при отклонении мощности менее чем на 7% не перестраивают и процесс расширения пара в турбине. В этом случае остаются неизменными и параметры основных точек схемы.

6. ПОЛНАЯ (РАЗВЕРНУТАЯ) ТЕПЛОВАЯ СХЕМА

Полная (развернутая) тепловая схема (РТС) включает тепловое оборудование пароводяного тракта электростанции и объединяющие его трубопроводы с арматурой. В отличие от принципиальной тепловой схемы (ПТС) РТС включает все агрегаты электростанции или энергоблока - рабочие и резервные, трубопроводы в полном объёме, со всеми параллельными их линиями («нитками») и арматурой.

Развернутая тепловая схема составляется на основе произведённого перед этим выбора оборудования электростанции; чертёж её даёт наглядное представление о типе и числе агрегатов электростанции, способах соединения элементов оборудования, типе и расстановке арматуры.

Чертёж РТС сопровождается спецификацией с данными о типах, числе и основных технических характеристиках оборудования. Развернутая тепловая схема и её спецификация характеризуют уровень технического совершенства электростанции, её тепловую экономичность и возможную надёжность, вероятные режимы работы, включая и возможность отключения элементов оборудования.

Если электростанция неблочной структуры состоит из нескольких очередей (секций), то бывает целесообразно иметь для каждой очереди (секции) отдельную развернутую тепловую схему. Однако в отдельных схемах нужно указать общие для всей электростанции линии, трубопроводов: паропроводы собственных нужд, трубопроводы химически очищенной добавочной воды, трубопроводы пара для уплотнений турбины, деаэраторов, приводных турбин ■ питательных насосов и т.п.

Развернутую тепловую схему электростанции, блочной структуры с одинаковыми энергоблоками выполняют для одного энергоблока, но также с указанием вспомогательных линий трубопроводов, общих для различных блоков. Если электростанция состоит из различных энергоблоков, то для каждого из них составляется своя схема, включающая дополнительно вспомогательные общестанционные линии. Для электростанции с одинаковыми

37

или различными энергоблоками целесообразно иметь и общую, несколько упрощенную схему всей электростанции.

Развернутая тепловая схема включает следующее оборудование и трубопроводы:

•Турбоагрегаты - паровые турбины, конденсаторы, электрогенераторы.

•Котлы. Прямоточные котлы показывают в развернутом виде, включая экономайзерную, испарительную (при докритическом давлении) и пароперегревательную ’ части; встроенные сепараторы; насосы рециркуляции (если имеются); арматуру (разделительные, встроенные,

переключающие задвижки) и др.

•Теплообменники - подогреватели регенеративные и сетевые; испарители и паропреобразователи (если они имеются); деаэраторы с баками; вспомогательные подогреватели и охладители пара из уплотнений и эжекторов; масло- и газоохладители и др.

•Насосы - питательные, испарителей, паропреобразователей, конденсатные

турбин и сетевых подогревателей; бустерные, дренажные.

•Приводные турбины - питательных насосов, воздуходувок и др.

•Пиковые водогрейные котлы (на ТЭЦ).

•Баки - чистого и загрязненного конденсата, добавочной обессоленной

воды; дренажные, сливные и др.

•Установки химического обессоливания — добавочной воды, конденсата турбин и др.

•Трубопроводы - паропроводы свежего пара от парогенераторов к турбинам; пара промежуточного перегрева: питательные и конденсатные, а также паропроводы регенеративных отборов, конденсатопроводы;

вспомогательные трубопроводы собственного расхода, дренажные, добавочной (подпиточной) воды; трубопроводы охлаждающей воды конденсаторов турбины, масло- и газоохладителей.На ТЭЦ должны быть показаны линии отвода пара и горячей (сетевой) воды потребителям, линии обратного конденсата и обратной сетевой воды.

•Пусковые устройства —обводные БРОУ и РОУ; сепараторы (встроенные, выносные); растопочные расширители; насосы рециркуляции и др.; соответствующие трубопроводы с арматурой. Независимо от включения пусковых устройств в РТС в сложных случаях выполняют отдельно пусковую схему энергоблока.

•Арматуру, входящую в систему трубопроводов: запорную;

дросселирующую (редукционно-охладительные установки); регулирующую; защитную (предохранительную); обводную и др.

У линий главных трубопроводов на чертеже РТС указывают наружный диаметр трубопровода и толщину его стенки. Развернутая тепловая схема входит в состав технической документации проектируемой и действующей электростанций. На основе РТС выполняют мнемонические схемы для щитов управления электростанций и их энергоблоков.

В качестве примера развернутой тепловой схемы на рис.6.1 приведена РТС промышленно-отопительной ТЭЦ с турбоустановками ШЧ35/165-130/15, Т-175/210-130/15 с параметрами пара 12,75 МПа, 555 °С. Расход пара на каждую турбину - до 760 т/ч. Шесть барабанных парогенераторов типа ТП производительностью 400 т/ч с параметрами пара 13,7 МПа и 560 °С на газомазутном топливе подключены попарно паропроводами диаметром 350 мм к турбинам и к общестанционному паровому коллектору 300 мм (по секционной схеме). В состав турбоустановок типа Т и ПТ входят: конденсатор с встроенным теплофикационным пучком, три конденсатных насоса, охладители пара из эжекторов, подогреватель уплотнений, четыре ПНД и три ПВД. В состав турбоустановки типа Р входят три ПВД, охладители пара уплотнений, подогреватель подпиточной воды, атмосферный деаэратор 0,118 МПа, куда поступают подпиточная вода и обратный конденсат технологического пара (/ - 70-90 °С). Насосы и деаэраторы 0,59 МПа питательной воды объединены общестанционными магистралями подвода и отвода воды, дренажей и греющего пара. Предусмотрена «холодная» линия питательной воды для группового обвода всех ПВД в турбоустановках типа ПТ, Т и Р, а также по две линии обвода системы автоматической защиты ПВД.

Имеются линии основного конденсата для группового обвода ПНД 1 и 2 и индивидуального обвода ПНД 3 и 4.

От турбин типа Р и ПТ технологический пар 1,47 МПа отводится к потребителям через общую магистраль. Обратная сетевая вода из отопления подаётся сетевыми насосами I ступени через теплофикационный пучок конденсатора, нижнюю и верхнюю ступени сетевой подогревательной установки.

Сетевыми насосами II ступени эта вода подаётся через пиковые водогрейные котлы ПТВМ-180 на отопление. В турбоустановке типа ПТ последней ступенью подогрева воды для технологических нужд служат пиковые сетевые подогреватели. Химически очищенная вода для подпитки тепловой сети подаётся в вакуумный деаэратор (Р = 0,02-0,05 МПа), где греющей средой служит горячая сетевая вода.

На ТЭЦ имеются БРОУ 13,7/1,47 МПа, 250 т/ч технологического пара и растопочное РОУ 13,7/1,47 МПа, 150 т/ч, а также расширители дренажей высокого и низкого давления, баки запасного коцценсата. Из барабанов парогенераторов предусмотрена непрерывная и периодическая продувка в расширители. Пар из расширителя непрерывной продувки поступает в общестанционный коллектор 0,59 МПа.

В приведённом примере полной тепловой схемы электростанции для упрощения показаны не все вспомогательные установки и трубопроводы.

38

39

Рис.б.1. Полная тепловая схема ТЭЦ. Обозначения в тексте

7.УДЕЛБНЫЕ РАСХОДЫ ТЕПЛОТЫ, ПАРА И ТОПЛИВА НА ТЭС

Разберём эти термины применительно к простейшему случаю - конденсационной электрической станции (КЭС), работающей без регенеративного подогрева питательной воды.

Мощность электрогенератора тепловой электростанции обеспечивается расходом пара Д используемого турбиной; этот расход, в свою очередь, обеспечивается теплотой Q, передаваемой воде и пару в паровом котле; теплота выделяется в топке котла от сжигания топлива. Обычно при подсчёте тепловой экономичности ТЭС используются понятия удельных величин расходов пара, теплоты и топлива, т.е. величин Д Q и В, отнесенных к единице генерируемой мощности N:

удельный расход пара	, (кг/ч)/кВт;
удельный расход теплоты	q= — , (ккал/ч)/кВт;
	N

удельный расход топлива Ь= — , (кг/ч)/кВт или (г/ч)/кВт.

N

Эти же величины можно подсчитать и как абсолютные количества использованного пара Д кг, теплоты Q, ккал и топлива В, кг, обеспечивающих выработку электрической энергии в количестве Э кВт-ч; тогда

d= — , кг/(кВт-ч);	q = — , ккал/(кВтч);	Ъ — — , кг/(кВт-ч).
Э	Э	Э

Для определения величин d и q рассмотрим тепловую схему простейшей КЭС (рис.7.1), не имеющей потерь рабочего тела в пароводяном тракте (количество пара, потребляемого турбиной, равно количеству пара, вырабатываемого котлом, и количеству питательной воды).

Величина d может быть найдена из энергетического баланса системы «турбина-генератор». Мощность, вырабатываемая турбиной и передаваемая генератору, равна Nf=D ‘(hi — Ь^'ЦоГУм- Мощность N на шинах генератора

N=NT-r}r=D • (hj -	h^-rjoi г}М-г}г•		(7.1)
Отсюда
d= — =— -------	?-------------	.	(7.2)
N (h} - h 2 )-n 0i -t]u		^ r

Если величина h правой части выражения (7.1) подсчитывается в килокалориях на килограмм [ккал/кг], а N взята в киловаттах [кВт], то с учётом того, что 1 кВт-ч = 860 ккал, выражение (7.2) может быть переписано как

40

41