где 
.
VI… Аналогично определяется доля отбираемого пара в следующую ступень ПНД:
, (1.34)
где 
.
В подогревателе VI в потоке нагреваемой питательной воды отсутствует дренаж греющего пара подогревателя VI. Однако при определении доли расхода греющего пара учитывать его нет необходимости, т. к. температура дренажа по крайне мере не ниже температуры подогрева питательной воды в подогревателе.
VII… Доля пара, отводимого из самого нижнего отбора в ПНД, составит:
, (1.35)
где 
;
- энтальпия конденсата, поступающего из конденсатора турбины.
Изложенная последовательность расчёта позволяет дать обобщенный вид формулы для вычисления долей отбираемого пара в регенеративные подогреватели:
, (1.36)
где 
- сумма долей пара, отбираемого на регенеративный подогрев питательной воды в вышерасположенные подогреватели.
1.4 Оборудование системы регнеративного подогрева питательной воды
1.4.1 Подогреватели высокого давления
Подогреватели высокого давления выполняются поверхностного типа с вертикальным корпусом и характеризуются следующими параметрами:
· площадью поверхности теплообмена (FТО);
· номинальным тепловым потоком, который определяется по водяной стороне (QТП);
· давлением греющего пара в корпусе подогревателя (РП);
· давлением питательной воды в трубной системе (РПВ);
· максимальной температурой греющего пара на входе (
);
· номинальным расходом воды (МПВ);
· максимальной температурой питательной воды (
).
На рисунке 1.9 представлен вертикальный подогреватель высокого давления.
1 – цилиндрический корпус подогревателя; 2 – крышка подогревателя; 3 и 4 – подвод и отвод питательной воды; 5 – коллектора; 6 – подвод пара из отбора турбины; 7 - отвод конденсата из подогревателя (через конденсатоотводчик); 8 - поверхности нагрева; 9 - диафрагмы, обеспечивающее многоходовое движение воды в трубной системе.
Рисунок 1.9 – Вертикальный подогреватель высокого давления
Поверхности нагрева выполнены из нержавеющей стали в виде змеевиков или спиралей. Поверхности нагрева в виде спиралей позволяют лучше использовать рабочий объём подогревателя, т. е. разместить больше поверхностей нагрева в объёме корпуса. Выполнение поверхностей нагрева из нержавеющей стали по сравнению с латунными поверхностями нагрева исключает отложение меди на лопатках и других элементах проточной части турбины из-за электромеханической коррозии трубок поверхностей нагрева.
Обозначение ПВД:
ПВ-350/230:
ПВ - подогреватель высокого давления;
350 - площадь поверхности нагрева, м2;
230 - давление воды, атм. (22,5 МПа).
ПВ:
450 - площадь поверхности нагрева, м2;
380 - давление воды, атм. (37,2 МПа);
17 - давление пара, атм. (1,67 МПа).
1.4.2 Деаэраторы
Содержание кислорода в питательной воде регламентируется давлением получаемого пара. В зависимости от давления пара РП концентрация растворённого в питательной воде кислорода КО2 должна составлять:
РП, МПа
1 ÷ 4
4 ÷ 10
> 10
КО2, мкг/кг
30
20
10
Основным способом деаэрации питательной воды является термическая деаэрация, которая заключается в нагреве воды до температуры кипения при давлении соответствующим давлению в колонке деаэратора.
Термическая деаэрация объясняется законом Генри, согласно которому концентрация газа в воде Кi пропорциональна парциальному давлению этого газа Рi в газовой среде, соприкасающейся с поверхностью воды:
, (1.37)
где 
- коэффициент абсорбции данного газа.
При повышении температуры воды до температуры кипения газовая среда, соприкасающаяся с поверхностью воды, практически полностью состоит из паров воды. Парциальное давление растворённых в воде газов в этой паровой среде стремится к нулю (
), например, КО2 → 0.
По способу нагрева деаэрируемой воды деаэраторы разделяются на два вида:
· деаэратор смешивающего типа: с контактом нагреваемой питательной воды и греющего пара;
· деаэратор перегретой воды: с предварительным перегревом воды в поверхностных теплообменниках и последующей подачей воды в объем с меньшим давлением, чем давление перегрева, что приводит к вскипанию воды и её дегазации.
На электростанциях в основном применяются деаэраторы смешивающего типа, а в качестве греющего пара используют пар из отборов турбины.
Колонка деаэратора смешиваюшего типа, представлена на рисунке 1.10.
Рисунок 1.10 – Колонка деаэратора смешивающего типа
Обозначения, принятые на рисунке 1.10:
1 - вертикальная колонка деаэратора;
2, 3 и 4 – соответственно, подача добавочной химочищенной воды, холодного и нагретого конденсата;
5 - подача греющего пара;
6 - патрубок для удаления газа (выпара);
7 - главный распределитель воды;
8 - распределительные сита;
9 - распределитель пара;
10 - бак деаэрированной воды, выполняющий функцию аккумулятора питательной воды.
В зависимости от давления деаэраторы смешивающего типа разделяются на три группы:
1. Вакуумные деаэраторы: давление в деаэраторе ниже атмосферного 
, температура насыщения 
.
Производительность по деаэрированной воде МД = 5÷25 т/ч. Пример обозначения: ДСВ-5 - деаэратор смешивающего типа вакуумный, производительностью 5 т/ч.
Вакуумные деаэраторы применяют для деаэрации сетевой подпиточной воды в открытых системах теплоснабжения, т. к. в летнее время при отсутствии отопительной нагрузки и наличии только нагрузки горячего водоснабжения вода в сети не должна превышать 75ºС.
2. Атмосферные деаэраторы: давление в деаэраторе близко к атмосферному с небольшим избытком 
, температура насыщения 
.
Производительность по деаэрированной воде МД = 10÷300 т/ч. Пример обозначения: ДСА-300 - деаэратор смешивающего типа атмосферный, производительностью 300 т/ч.
Атмосферные деаэраторы применяют на электростанциях с низкими параметрами пара (
), а также для деаэрации воды, идущей на паробреобразователи, испарители и подпитку закрытых систем теплоснабжения.
3. Деаэраторы повышенного давления: давление в деаэраторе 
или 
, температура насыщения соответственно 
или 
.
Производительность по деаэрированной воде МД0,6 = 112÷400 т/ч, МД0,7 = 500÷800 т/ч.
Пример обозначения: ДСП-112 или ДСП-500 - деаэратор смешивающего типа, повышенного давления, производительностью 112т/ч или 500т/ч.
Деаэраторы повышенного давления применяются на электростанциях с достаточно высокими параметрами пара при конечной температуре регенеративного подогрева питательной воды свыше 200ºС.
Применение деаэраторов повышенного давления определяется здесь необходимостью получения достаточно высокой температуры питательной воды перед ПВД, что позволяет уменьшить количество ПВД.
1.4.3.Подогреватели низкого давления
Подогреватели низкого давления выполняют преимущественно поверхностного типа, однако одна или две ступени наиболее низкого давления отбираемого пара на подогрев питательной воды, где имеет место вакуумный отбор, могут выполняться смешивающего типа.
На рисунке 1.11 представлен подогреватель низкого давления поверхностного типа.
1 - корпус подогревателя;
2 - водяная камера, разделённая перегородками на входную и выходную части;
3 и 4 - вход и выход нагреваемой воды;
5 - подвод греющего пара;
6 - выход конденсата (через конденсатоотводчик);
7 - трубная система, состоящая из U-образных трубок, развольцованных в трубной доске;
8 - направляющие пар перегородки;
Рисунок 1.11 - Подогреватель низкого давления
Подогреватели низкого давления выполняются с вертикальным корпусом, U-образной трубной системой и трубной доской закреплённой между фланцами корпуса и водяной камеры.
Увеличение числа перегородок в водяной камере может обеспечить 4-х или 6-ти ходовое движение нагреваемой воды в трубной системе, что делает подогреватель компактнее.
Известно окло 50 модификаций подогревателей низкого давления, пропускной способностью по воде от 4 до 1000 т/ч. Трубная система может включать 800 ÷ 2200 трубок диаметром 16 ÷ 18 мм.
Пример обозначения подогревателя: ПН:
ПН - подогреватель низкого давления;
450 - площадь поверхности нагрева, м2;
18 - давление нагреваемой воды, атм. (1,76 МПа);
7 - максимальное давление пара в корпусе, атм. (0,69МПа).
1.5 Анализ тепловых схем ТЭС
1.5.1 Определение показателей тепловой экономичности по результатам расчёта тепловой схемы
Определение показателей тепловой экономичности является заключительным этапом расчета тепловой схемы. Расчетный расход пара на турбину D′т определяется путем суммирования всех потоков пара:
, (1.38)
где 
- расход пара в конденсатор;
- сумма расходов пара из регенеративных отборов;
- расход пара из отопительного отбора;
- расход пара из промышленного отбора.
Расходы пара из отопительного и промышленного отборов определяются по величине тепловой нагрузки внешних потребителей станции.
Расчетный расход пара сравнивается с ранее принятым Dт:
(1.39)
Расхождение 
между принятым расходом пара на турбину в начале расчета и расчетным расходом пара, полученным суммированием 
, не должно превышать:
при 
- 
;
при 
- 
.
В случае более значительных расхождений следует искать ошибки в расчётах.
Для котлов производительностью свыше 50 кг/с допустимая ошибка должна определяться исходя из степени её влияния на вычисление других показателей, например, электрической мощности турбогенератора. Предварительно можно рекомендовать:
при 
- 
.
Расчетная электрическая мощность, развиваемая турбогенератором, определяется по формуле:
, (1.40)
где 
- использованный теплоперепад в турбине при расширении пара от начальных параметров до давления в конденсаторе;
- использованный теплоперепад i-того регенеративного отбора пара;
, 
- использованные теплоперепады, соответственно, отопительного и прмышленного отборов пара.
При расхождении полученной по расчету 
и заданной 
электрической мощности
(1.41)
до 1,0 - 1,5 % пересчёт тепловой схемы не требуется, а расход пара на турбину уточняется поправкой 
, которая определяется по формуле:
(1.42)
Уточнённый расход пара составит:
. (1.43)
При более значительном расхождении полученной по расчёту и заданной электрической мощности турбогенератора (более 1,0 - 1,5 %) после введения поправки на расход пара расчёт тепловой схемы следует повторить.
После проверки расхода пара и вычисления расчётной электрической мощности определяются показатели тепловой экономичности:
1. Расход теплоты на выработку электроэнергии:
, (1.44)
где 
- расход пара, поступающего в промежуточный пароперегереватель;
, 
- энтальпия пара до и после промежуточного перегрева.
2. Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии (брутто):
. (1.45)
3. КПД турбогенератора:
. (1.46)
4. КПД энергоблока (нетто):
. (1.47)
5. Удельный расход топлива:
. (1.48)
1.5.2 Анализ тепловых схем методом коэффициента ценности теплоты и методом изменения коэффициента мощности турбогенератора
При усовершенствовании тепловых схем ТЭС путем подачи дополнительного пара, например, пара от сепараторов непрерывной продувки, котлов-утилизаторов, систем испарительного охлаждения и других источников, пар вносит дополнительную теплоту в тепловую схему:
, (1.49)
где Dд – расход дополнительного пара;
iд – энтальпия дополнительного пара.
Изменение количества теплоты в тепловой схеме от дополнительного потока пара определяется с учетом коэффициента ценности теплоты пара ξ:
. (1.50)
Коэффициент ценности теплоты дополнительного пара ξ вычисляется по коэффициенту недовыработки мощности yN:
, (1.51)
где kc – коэффициент схемы.
. (1.52)
Дополнительная теплота в тепловой схеме ΔQт приводит к уменьшению расхода пара на турбину и, соответственно, к экономии топлива на выработку пара в парогенераторе:
. (1.53)
Таким образом, при подаче дополнительного потока пара в тепловую схему и сохранении постоянной мощности турбогенератора, экономия топлива в парогенераторе определяется в следующей последовательности:
1) определяется теплота дополнительного потока пара Qд (1.49);
2) определяется коэффициент недовыработки мощности yN (1.52);
3) определяется коэффициент ценности теплоты дополнительного пара ξ (1.51);
4) определяется изменение теплоты в тепловой схеме ΔQт (1.50);
5) определяется экономия топлива ΔВт (1.53).
В том случае, если расход топлива остается постоянным, дополнительный поток пара приводит к увеличению мощности турбогенератора:
, (1.54)
где e – коэффициент мощности, который показывает увеличение мощности в турбогенераторе на единицу теплоты дополнительного потока пара
. (1.55)
При учете произведения (1.50)
. (1.56)
В результате подстановки (1.56) в (1.54)
(1.57)
После преобразования (1.57) получим отношение, соответствующие абсолютному внутреннему к. п.д. турбогенератора ηі:
; (1.58)
, (1.59)
здесь ηt – термический к. п.д. паротурбинной установки;
ηoi – внутренний относительный к. п.д. турбины;
ηэм – электромеханический к. п.д. турбогенератора.
Выражение (1.58) допустимо при условии, что дополнительная теплота поступающая в тепловую схему ΔQт не превышает 10% от количества теплоты пара, поступающего в турбину Qт:
. (1.60)
В соответствии с выражением (1.58):
(1.61)
Таким образом, увеличение мощности турбогенератора от дополнительного потока пара при сохранении постоянного расхода топлива определяется в следующей последовательности:
1)определяется теплота дополнительного потока пара (1.49);
2) определяется коэффициент недовыработки мощности (1.52);
3) определяется коэффициент ценности дополнительного потока пара (1,51);
4) определяется коэффициент изменения мощности турбогенератора (1.61);
5) определяется изменение мощности турбогенератора (1.54).
Рассмотрим применение методов коэффициента ценности теплоты и коэффициента изменения мощности турбогенератора при выборе места подвода пара от сепаратора непрерывной продувки в тепловой схеме на базе турбины К (см. рис. 1.12):
К – конденсационная турбина;
100 – номинальная мощность турбины, МВт;
130 – давление пара, поступающего в турбину, атм. (12,8 МПа).
Задача заключается в определении места подключения, при котором возможна максимальная экономия топлива в случае сохранения мощности турбогенератора или максимальное увеличение мощности турбогенератора при сохранении постоянного расхода топлива в парогенераторе.
Расход пара от сепаратора непрерывной продувки определяется выражением:
, (1.62)
где 
- энтальпия продувочной воды при температуре насыщения, соответствующей давлению в барабане;
- энтальпия продувочной воды при температуре насыщения, соответствующей давлению в сепараторе;
- энтальпия сухого насыщенного пара при давлении в сепараторе;
- расход продувочной воды.
РНП – редуктор непрерывной продувки для понижения давления продувочной воды;
СНП – сепаратор (расширитель) непрерывной продувки для получения вторичного пара от вскипания;
ТСНП – теплообменник сепаратора непрерывной продувки для охлаждения остатков продувочной воды в сепараторе;
Др – дренаж продувочной воды в канализацию.
Рисунок 1.12 – К выбору места подключения дополнительного потока пара в тепловой схеме на базе турбины К
Возможны пять вариантов подключения: отборы 1…5, давление в которых определяет давление пара в сепараторе, т. е.
, 
,
где 
и 
- соответственно энтальпия кипящей продувочной воды и насыщенного пара при давлении в і-том отборе.
При подключении сепаратора к отборам выражение (1.62) принимает вид:
. (1.63)
В том случае, если сохраняется мощность турбогенератора, экономия топлива от подачи пара сепаратора непрерывной продувки для всех точек подключения определяется в следующей последовательности:
1) вычисляется количество пара от сепаратора непрерывной продувки 
(1.63);
2) вычисляется количество дополнительной теплоты пара:
; (1.64)
3) вычисляется коэффициент недовыработки мощности:
; (1.65)
4) вычисляется коэффициент ценности теплоты пара ξ (1.51);
5) определяется изменение теплоты в тепловой схеме 
(1.50);
6) определяется экономия топлива Вт (1.53).
Из пяти вариантов подключения, принимается тот, который дает максимальную экономию топлива.
В том случае, если сохраняется расход топлива, изменение мощности турбогенератора определяется в следующей последовательности:
1) вычисляется количество пара от сепаратора непрерывной продувки (1.63);
2) вычисляется количество дополнительной теплоты пара Qд (1.64);
3) вычисляется коэффициент недовыработки мощности yN (1.65);
4) вычисляется коэффициент ценности теплоты пара ξ (1.51);
5) определяется коэффициент изменения мощности е (1.61);
6) определяется увеличение мощности турбогенератора 
(1.54).
Из пяти вариантов отборов, принимается тот, который дает максимальное увеличение мощности турбогенератора.
2 КОМПОНОВКА ГЛАВНОГО КОРПУСА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТЭС
2.1 Расположение ТЭС.
Основными критериями для выбора расположения ТЭС являются:
1. Близкое расположение к потребителям, что уменьшает потери в линиях электропередач (ЛЭП) и сокращает расходы на сооружение ЛЭП. Расположение ТЭЦ по отношению к потребителям ограничивается допустимым расстоянием транспортировки теплоносителей: сетевой нагретой воды до 35 км, пара до км.
2. Обеспеченность электростанции топливной базой и достаточно близкое расположение топливной базы к станции. Особенно это касается применения высокозольных углей с низкой теплотой сгорания (до 20 МДж/кг), транспортировка которых на большие расстояния может оказаться экономически невыгодной.
3. Наличие близко расположенного и достаточно ёмкого источника воды. Для сокращения расхода энергии на подачу воды желательно размещение источника не значительно ниже уровня площадки электростанции.
4. Достаточные размеры площадки прямоугольной формы (≈ 1:2), с относительно ровным рельефом, с уклоном 0,5 - 1% (для отвода поверхностных вод) и с уровнем грунтовых вод на выше 3 - 4 метра (для исключения затопления оборудования и фундаментной части здания, находящихся ниже отметки 0).
Удельная площадь при размещении электростанций составляет в пределах 0,01 ÷ 0,06 Га/МВт, для мощных электростанций эта величина составляет 0,01 ÷ 0,03 Га/МВт. С увеличением мощности электростанции площадка в целом и затраты на её благоустройство уменьшаются.
Перечисленные требования относятся также и к выбору площадки промышленной ТЭС, однако выбор площадки предопределяется здесь в значительной степени расположением промпредприятия.
Основные здания и сооружения электростанции:
1. Главный корпус электростанции.
2. Главное распределительное устройство и распределительное устройство собственного рахода электроэнергии.
3. Топливное хозяйство.
4. Химводоочистка.
5. Сооружение оборотной систмы охлаждающей воды.
6. Маслянное хозяйство.
7. Ремонтные мастерские и склады.
8. Административно-бытовой корпус
2.2 Компоновка главного корпуса ТЭС
Главным корпусом ТЭС называют здание, внутри которого размещается основное и связанное с ним вспомогательное оборудование станции, осуществляющие главный технологический процесс электростанции - преобразование тепловой энергии в электрическую.
Основными помещениями главного корпуса являются:
1) котельное отделение;
2) турбинное отделение;
3) деаэраторное отделение;
4) бункерное отделение (для электростанций, работающих на твердом топливе).
Варианты компоновки главного корпуса пылеугольной ТЭС определяются взаимным расположением бункерного и деаэраторного отделений.
Возможны следующие варианты (см. рис.2.1):
а) с раздельными бункерными и деаэраторными отделениями;
б) со смежным размещением бункерного и деаэраторного отделений;
в) совмещенные бункерные и деаэраторные отделения.
Рисунок 2.1 – Варианты компоновки главного корпуса пылеугольной ТЭС
В варианте –а– конвективные шахты парогенераторов расположены со стороны турбинного отделения, что сокращает протяженность паропроводов и трубопроводов питательной воды. Недостатком является расположение громоздких газоходов для уходящих из парогенераторов газов непосредственно в котельном отделении. Вариант применяется при использовании высокозольных углей, для которых необходимы большие объемы бункеров и, соответственно, большие размеры бункерного отделения.
В варианте –б– со стороны турбинного отделения размещаются топки парогенераторов, что исключает прокладку газоходов котлов через котельное отделение и упрощает компоновку оборудования, например, выносных воздухонагревателей, однако увеличивается протяжённость паропроводов и трубопроводов питательной воды, связывающих котельное и турбинное отделения..
Вариант –в– применяют для блочной структуры станции, при которой требуется меньшие объёмы аккумуляторов питательной воды и отсутствует прокладка поперечных технологических трубопроводов (связей), которые при неблочной структуре станции размещаются в этажерке деаэраторного отделения. Совмещенное расположение приводит к значительной экономии капитальных затрат на сооружение главного корпуса ТЭС.
2.3 Особенности пуска агрегатов и энергоблоков ТЭС
Пуск агрегатов и энергоблоков является одним из важнейших элементов эксплуатации станции, отличающимся большой продолжительностью и значительными энергетическими затратами.
Блок 200 МВт:
Продолжительность пуска: 
Затраты топлива на пуск: 
Блок 300 МВт:
Продолжительность пуска: 
Затраты топлива на пуск: 
Можно выделить два варианта пуска:
- последовательный пуск котлов и турбогенераторов, т. е. вначале запускают котел и его работу доводят до номинального режима, а затем турбогенератор;
- пуск на «скользящих параметрах», т. е. турбогенератор запускают значительно раньше достижения номинального режима парогенератором с последующим наращиванием давления и температуры пара.
Второй вариант существенно сокращает продолжительность пуска и затраты топлива.
Принципиальные отличия в пусковые схемы энергоблоков вносит тип парогенераторов (барабанный или прямоточный).
Особенности пусковой схемы энергоблока с барабанным котлом (см. рис. 2.2):
ПГ – парогенератор; ЭК – экономайзер; БС – барабан-сепаратор; ПП – пароперегреватель; ПВ – питательная вода; СПА-1,2 – сброс пара в атмосферу; ГП – главный паропровод; ГПЗ – главная паровая задвижка; ПТ – паровая турбина; ЭГ – электрогенератор; К – конденсатор; БТ – байпас турбины; ПСБУ – пуско-сбросное устройство.
Рисунок 2.2 – К пуску энергоблока с барабанным котлом
В начальный период растопки котла, когда в пароперегревателе содержится вода, препятствующая выходу пара из барабана, что может привести к интенсивному росту давления в барабане, пар из барабана выпускают через трубопровод - сброс пара в атмосферу (СПА-1). Скорость роста давления в барабане для постепенного прогрева стенки барабана ограничивается до достижения 0,6 МПа, т. е. в интервале, в котором происходит наиболее интенсивный рост температуры насыщения. Начиная с давления 0,6 МПа пар направляют к турбине для прогрева паропроводов, стопорного и регулирующих клапанов и других элементов паровпускной части турбины. По достижению паропроизводительности 10-15% от номинальной, открывают главную паровую задвижку и пускают пар в турбину, что обеспечивает толчок ротора турбины. Последовательно, в соответствии с пусковым графиком, подводят параметры пара к номинальному режиму.
Независимо от типа котла энергоблока (барабанный или прямоточный) в типовых пусковых схемах предусмотрен байпас турбины БТ, соединяющий главный паропровод ГП с конденсатором и предназначенный для сброса свежего пара при пуске блока во время повышения температуры паровпускных частей турбины. Для снижения параметров пара байпас турбины оборудован ПСБУ.
Для обеспечения скользящего режима пуска блока с прямоточным котлом (см. рис. 2.3) котёл оснащается встроенным пусковым узлом, который включает:
Рисунок 2.3 – К пуску энергоблока с прямоточным котлом
· встроенную задвижку ВЗ, условно разделяющую пароводяной тракт парогененратора на две части: испарительную и пароперегревательную (водяную и паровую);
· встроенный сепаратор ВС, предназначенный для выделения пара из воды перегретой в испарительной части котла при закрытой или частично открытой встроенной задвижке ВЗ, последующего наращивания паропроизводительности ВС и подачи пара в перегревательную часть котла. Выход котла на стабильный режим работы происходит при 30% номинальной паропроизводительности.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 |
