75 группа 2 вариант / ТЭС и АЭС / Часть 3 / Выбор основного и вспомогательного оборудования ТЭС

Число циркуляционных насосов в центральных насосных станциях следует принимать не менее четырех с суммарной подачей, равной расчетному расходу охлаждающей воды без резерва.

Установка резервного насоса предусматривается только при водоснабжении морской водой.

При проектировании блочных электростанций установку циркуляционных насосов, как правило, следует предусматривать в блочных насосных станциях.

На каждый корпус или поток конденсатора обычно устанавливается один насос, при этом число насосов на турбину должно быть не менее двух, а их суммарная подача должна быть равна расчетному расходу охлаждающей воды на блок.

Общий потребный напор циркуляционного насоса можно подсчитать по формуле

НЦН = НГ + ∑hc ,

Здесь НГ - геодезическая высота подачи воды от уровня воды в приемном колодце до уровня воды в сливном колодце, м вод. ст.,

НГ = 3 ÷ 10 м вод. ст.,

НГ = НП – НС;

НП - высота подъема воды,

НП = 8 ÷ 12) м;

НС - разность отметок верхней точки конденсатора и уровня воды в сливном колодце (рис. 5.4), может приниматься до 8,5 м;

ΣhC - сумма гидравлических сопротивлений водоводов;

ΣhC = 4 ÷ 6 м вод. ст.

	Рис 5.4. К расчёту циркуляционных насосов
	системы прямоточного водоснабжения:
1	– конденсатор;	4	– приемный колодец;
2	– сифон;	5	– циркуляционный насос
3	– сливной колодец;

50

5.1.2. Оборотное водоснабжение

При оборотном техническом водоснабжении общее количество воды, состоящее из циркулирующего в замкнутом контуре и расхода на другие нужды станции, может быть подсчитано по формуле для прямоточного водоснабжения.

В системе с оборотным водоснабжением напор циркуляционного насoсa определяется с учетом потребного свободного напора воды перед брызгальными соплами:

Нц.н = Нг + ∑hс + hбр,

где Нг - геодезическая высота подачи воды от уровня воды в приемном колодце до верха разбрызгивающего сопла (рис. 5.5);

Нг = 3 ÷ 4 м вод. ст.;

hбр - свободный напор воды перед брызгальными соплами (не более

4 ÷ 5 м вод. ст.).

Рис. 5.5. К определению геодезической высоты подачи воды в градирне

Потребный напор циркуляционных насосов в системах оборотного водоснабжения достигает 25 м вод. ст.

На электростанциях с блочными схемами при оборотном водоснабжении циркуляционные насосы устанавливаются так же, как и при прямоточном водоснабжении. При проектировании неблочных электростанций установку циркуляционных насосов следует предусматривать в центральных наносных станциях или в главном корпусе.

Тип насосов выбирается по необходимому напору и производительности, определяемой полным расходом воды на техническое водоснабжение.

51

5.2. Выбор насосов добавочной воды

Расход воды на восполнение безвозвратной убыли складывается из потерь на испарение в охладителях циркуляционной воды, расхода на водоподготовку, на охлаждение подшипников и на гидрозолошлакоудаление:

Wпот =Wисп +Wхов +Wподш +Wгзу ,

где Wисп - потери на испарение. Количество воды, теряемое в охладительном устройстве вследствие испарения, практически равно количеству пара, поступающего в конденсаторы турбин,

Wисп ≈ Dкmax м3/ч ( т/ч );

Wхов - расход воды на водоподготовку для восполнения потерь в схемах подпитки котлов и подпитки теплосети, м3/ч;

Wгзу - расход воды на гидрозолоудаление (берется из расчета ГЗУ);

Wподш - расход воды на охлаждение подшипников и механизмов ТЭС,

Wподш = ( 0,003 - 0,008 )Wк.

Насосы добавочной воды устанавливают на насосной станции в количестве трех: два рабочих и один резервный, каждый производительностью 50 %.

Трубопроводы добавочной воды, как правило, следует проектировать в одну нитку, при этом на площадке ТЭС необходимо предусматривать емкость запаса воды на период ликвидации аварии в системе подачи добавочной воды или подвод воды от резервного источника.

5.3. Выбор сетевых насосов

Сетевые насосы устанавливаются на ТЭС индивидуально (на каждую турбоустановку) или как групповые. Число насосов регламентируется следующим образом: при индивидуальной установке ставят два насоса производительностью 50 % каждый; на складе предусматривается один резервный насос для всей ТЭЦ или один на каждый тип насосов.

При групповой установке сетевых насосов, если число их не более трёх, устанавливается один резервный насос; при четырёх насосах и более – резерва не устанавливают.

Подача насосов рассчитывается по расходу сетевой воды DСВ, определяемому при расчете тепловой схемы.

Подогреватели сетевой воды современных турбин (от ПТ-60/80-130 до Т-250/300-240) допускают давление воды до 0,8 МПа; сопротивление трубопроводов теплосети значительно вы-

52

ше. Это приводит к необходимости применять две ступени сетевых насосов: первая ступень (СН I) устанавливается до сетевых подогревателей, вторая (СН II) – перед ПВК.

Давление нагнетания СН I рНI (МПа) рассчитывается на преодоление сопротивления подогревателей и создание допустимого кавитационного запаса на входе в насос второй ступени:

рнI = ∆рСПI + ∆рСПII + рвII .

Кавитационный запас рВII указан в справочнике [11] и составляет в зависимости от производительности насоса 0,05 – 0,4 МПа. Входное давление насосов первой ступени рВI определяется давлением обратной сетевой воды (0,3 – 0,5 МПа). Давление нагнетания сетевых насосов второй ступени рВII в зависимости от сопротивления внешних трубопроводов теплосети составляет 1,5 – 2,2 МПа. Электропитание сетевых насосов производится от двух независимых источников.

Конденсат сетевых подогревателей СП I и СП II составляет основную часть потока питательной воды котлов. Конденсатные насосы подогревателя второй ступени СП II устанавливают без резерва; насосы подогревателя первой ступени СП I имеют резервный насос.

53

Библиографический список

1.Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей. – М.: Энергия, 1981.

2.Правила технической эксплуатации электрических станций

исетей Российской Федерации: РД 34.20.501-95. (М-во топлива и энергетики РФ, РАО «ЕЭС России»). – 15-е изд., перераб. и доп. – М.: СПО ОРГРЭС, 1996.

3.Паровые котлы большой мощности. Отраслевой каталог

20-90-07. – М.: ЦНИИТЭИтяжмаш, 1990.

4.Паротурбинные установки. Каталог 13-79. – М.: НИИЭИНФОРМЭНЕРГОМАШ, 1980.

5.Теплообменное оборудование. Каталог 18-2-76 и 8-78. Ч. 1

и2. – М.: НИИЭИНФОРМЭНЕРГОМАШ, 1984.

6.Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод.

– М.: Энергия, 1973.

7.Аэродинамический расчет котельных установок. Нормативный метод. – Л.: Энергия, 1977.

8.Энергетическое оборудование для тепловых электростанций и промышленной энергетики. Номенклатурный каталог 17-82. – М.: НИИЭИНФОРМЭНЕРГОМАШ, 1981.

9.Специальная арматура и электроприводы. Редукционноохладительные установки. – М.: НИИЭИНФОРМЭНЕРГО-

МАШ, 1980.

10.Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизиче-

ских свойств воды и водяного пара. – М.: Изд-во МЭИ, 1999.

11.Тепловые и атомные электрические станции: Справ. / Под ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. – М.: Энергоатомиздат, 1989.

12.Малюшенко В.В., Михайлов А.В. Энергетические насосы.

Справ. пособие. – М.: Энергоиздат, 1981.

13.Ермолов В.Ф., Пермяков В.А. Смешивающие подогреватели паровых турбин. – М.: Энергоиздат, 1982.

14.Смирнов А.Д., Антипов К.М. Справочная книжка энергетика. – М.: Энергоатомиздат, 1987.

15.Рихтер Л.А., Елизаров Д.П., Лавыгин В.М. Вспомогатель-

ное оборудование тепловых электрических станций. – М.: Энергоатомиздат, 1987.

54

Выбор основного и вспомогательного оборудования тепловых электрических станций

Учебно-методическое пособие

Редактор Н.С. Работаева

Лицензия ИД № 05285 от 4 июля 2001 г.

Подписано в печать 25.06.04. Формат 60 х 84 1/16.

Печать офсетная. Усл. печ. л. 3,26.

Уч.-изд. л. 4,5. Тираж 200 экз. Заказ

Ивановский государственный энергетический университет 153003,

г. Иваново, ул. Рабфаковская, 34.

153003, г. Иваново, ул. Рабфаковская, 34, Ивановский государственный энергетический университет (ИГЭУ), кафедра тепловых электрических станций.

Зав. кафедрой д.т.н., проф. Мошкарин Андрей Васильевич Телефон: [phone]. Факс [phone]. Электронная почта - [e-mail]

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ОБУЧАЮЩЕ-КОНТРОЛИРУЮЩАЯ СИСТЕМА

«СТРУКТУРА ОБОРУДОВАНИЯ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ

СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ НЕБЛОЧНОЙ ТЭС»

Программный продукт предназначен для обучения и контроля знаний студентов высших и средних специальных заведений по специальности 100500, изучающих курс «Режимы работы и эксплуатация оборудования тепловых электрических станций».

Программный продукт включает следующие разделы:

•схема питания и заполнения котла;

•схема газовоздушного тракта котла;

•схема паропроводов острого пара;

•схема мазутопроводов в пределах котла;

•схема газопроводов в пределах котла;

•схема пылеприготовления;

•схема регулирования температуры острого пара;

•схема гидрозолошлакоудаления.

В каждом разделе раскрывается структура, принципы формирования и назначение элементов схем, которые по мере изучения материала наносятся на принципиальную схему, расширяя ее до развернутой схемы. При этом учитываются соответствующие нормативно-технические документы, действующие в энергетической отрасли.

Программный продукт выполнен в инструментальной оболочке КОМПАС (кафедра АЭС ИГЭУ). Объем памяти на жестком диске - 10 МБ.

Имеется Internet-версия АОС под управлением Internet Explorer.

Программный комплекс используется на компьютерах, совмещенных с IBM

с процессорами выше i-486, а в случае Internet-версии – i-586.