Самара 2005

СОСТАВЛЕНИЕ И РАСЧЕТ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ЭНЕРГОБЛОКА ТЭС

Методические указания

Самара 2005

Составитель И.Н.Денисов

УДК 621.165 (075.8)

Составление и расчет принципиальной тепловой схемы энергоблока ТЭС: Метод. указ. Самар. гос. техн.ун-т; сост. И.Н.Денисов. Самара, 2005. С.

Рассматривается порядок детального расчета принципиальной тепловой схемы (ПТС) энергоблока ТЭС. Методика иллюстрирована численным примером. Даются рекомендации по выбору прототипа, изучению его ПТС, составлению ПТС энергоблока для расчета. Для удобства и облегчения последующего расчета в указаниях приведены ПТС множества отечественных турбоустановок и их основные характеристики.

Указания предназначены для студентов энергетических специальностей.

Ил.. Библиогр: назв.

Печатается по решению редакционного совета СамГТУ

ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ

С целью закрепления знаний, полученных при изучении курсов «Теплоэнергетические установки ТЭС», «Турбины ТЭС и АЭС» и др., студентам необходимо выполнить курсовую работу по тепловому расчету принципиальной тепловой схемы блочного турбинного агрегата ТЭС. В процессе выполнения работы студенты знакомятся с принципами построения тепловых схем современных агрегатов ТЭС, с назначением и устройством основных ее элементов. На основе полученных сведений и заданных исходных параметров студенты подбирают прототип турбосиловой установки, проводят тщательный анализ его тепловой схемы и после введения некоторых упрощений составляют принципиальную тепловую схему для последующего теплового расчета.

Тепловой расчет делится на такие последовательные этапы.

1. Построение процесса расширения пара в турбине в is - диаграмме включает в себя определение параметров на входе и выходе из всех цилиндров турбины и построение идеальных и реальных процессов расширения пара в них.

2. Определение параметров в отборах и подогревателях состоит в нахождении температур, давлений и энтальпий пара в отборах турбины, давлений и температур насыщения в подогревателях, температур и энтальпий питательной воды и конденсата по всему тракту регенеративного подогрева. Здесь же определяются параметры пара на входе и выходе из турбопривода питательного насоса и строится процесс расширения в нем в is -диаграмме.

3. Составление тепловых балансов подогревателей проводится последовательно для всех подогревателей, начиная с верхнего. На основе балансов определяются доли расхода пара в отборах и подогревателях, доли расхода воды по тракту подогрева.

4. Определение расходов пара, воды и тепла включает оценку распределения теплопадений по отсекам турбины, нахождение расхода пара на турбину и в отборах, определение мощности турбопривода питательного насоса, расхода тепла и КПД турбоустановки.

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕПЛОВАЯ СХЕМА ЭНЕРГОБЛОКА ТЭС И НАЗНАЧЕНИЕ ЕЕ ЭЛЕМЕНТОВ

Тепловая электрическая станция (ТЭС) представляет собой энергетическую установку, служащую для преобразования теплоты, выделяемой при сжигании органического топлива (угля, нефти, газа и др.), в электрическую энергию.

По технологической структуре ТЭС делятся на блочные и неблочные. При блочной структуре ТЭС каждая ее турбина питается паром только от относящегося к ней парогенератора (моно-блок), иногда от двух парогенераторов (дубль-блок). Тепловые электрические станции, представляющие собой совокупность отдельных энергоблоков, являются более дешевыми и простыми в управлении и автоматизации. Современные конденсационные электростанции (начиная с мощности турбоагрегата 150 МВт и выше), как правило, с промежуточным перегревом пара, имеют блочную структуру.

Конденсационные электростанции (КЭС) с начальным давлением 9 МПа и ниже и ТЭЦ с давлением 13 МПа и ниже не имеют промежуточного перегрева и отличаются неблочной структурой, при которой магистрали свежего пара и питательной воды являются общими для всех парогенераторов.

Принципиальная тепловая схема (ПТС) электростанции включает основное (парогенератор, турбина, генератор) и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, с помощью которого осуществляется преобразование тепла в электрическую энергию. При одинаковых энергоблоках с блочной структурой ПТС станции сводится к принципиальной тепловой схеме энергоблока. При неблочной структуре электростанции, имеющей одинаковые турбоустановки и одинаковые парогенераторы, ПТС также сводится к принципиальной тепловой схеме одного агрегата.

Рассмотрим принципиальную тепловую схему энергоблока ТЭС на примере паротурбинной установки с промежуточным перегревом пара (рис. 1).

Острый перегретый пар с параметрами Р_о, t_o из парогенератора (ПГ) по паропроводу направляется в цилиндр высокого давления (ЦВД) паровой турбины, где расширяется до давления Р_пп. После ЦВД пар отводится в промежуточный пароперегреватель (ПП), расположенный в ПГ, где температура его увеличивается за счет теплоты сгоревшего топлива, как правило, до температуры острого пара t_о. Вторично перегретый пар с давлением Р¢¢_пп и температурой t_o поступает в цилиндр среднего давления (ЦСД) турбины и из него в цилиндр низкого давления (ЦНД), который на схеме (рис. 1) выполнен двухпоточным. Во всех цилиндрах турбины происходит расширение пара, сопровождающееся понижением давления и температуры. При этом в турбине осуществляется преобразование потенциальной энергии пара в механическую энергию вращения ротора, которая через вал передается в электрогенератор (ЭГ), где преобразуется в электрическую энергию.

После турбины пар с давлением Рп направляется в конденсатор К, где отдает свое тепло охлаждающей циркуляционной воде и при этом сам превращается в воду-конденсат. Последний конденсационными насосами (КН) подается в регенеративные подогреватели низкого давления (ПНД) П1, П2, ПЗ и П4, в которых нагревается паром, отбираемым из ЦНД и ЦСД турбины. После П4 конденсат направляется в деаэратор (Д), где освобождается от агрессивных газов и дополнительно нагревается. Из деаэратора конденсат подается через бустерный насос (БН) в питательный насос (ПН), откуда с повышенным давлением прокачивается через подогреватели высокого давления,(ПВД) П6, П7 и П8, где подогревается паром, отобранным из турбины, и с температурой t_П.В направляется в парогенератор.

Рассмотрим структуру тепловой схемы блока.

В основное оборудование входят парогенератор и турбоагрегат, паропроводы свежего пара и промежуточного перегрева.

Парогенераторы бывают с естественной циркуляцией (барабанные) и прямоточные. Первые применяются только при докритических давлениях пара, вторые - как при докритических, так и при сверхкритических.

Турбоагрегат состоит из турбины, разделенной, как правило, на несколько цилиндров (последние могут иметь два и более потоков пара), и электрогенератора, связанного с ней через вал. Мощность агрегата и начальные параметры острого пара указываются в ГОСТ 3618-81.

Промежуточный перегрев пара вводится для повышения тепловой экономичности энергоблока и, кроме того, для повышения надежности и экономичности работы части низкого давления турбины, так как при этом уменьшается влажность пара, проходящего через последние ступени ЦНД.

Регенеративная установка турбоагрегата служит для подогрева конденсата и питательной воды отборным паром турбины. Этот подогрев значительно повышает тепловую экономичность энергоблока благодаря тому, что тепло конденсации пара регенеративных отборов не теряется в конденсаторе, а передается конденсату и питательной воде, возвращаемым в цикл.

Установка состоит из поверхностных подогревателей низкого и высокого давления, охладителей эжекторов, сальниковых подогревателей, трубопроводов отборов, трубопроводов конденсата греющего пара, сливных насосов.

Подогреватели подразделяются на поверхностные и смешивающие. В подогревателях поверхностного типа конденсат или питательная вода прокачивается по стальным или латунным трубкам, расположенным в общем цилиндрическом корпусе, а греющий пар омывает трубки снаружи, конденсируясь при этом на поверхности трубок.

В подогревателях смешивающего типа питательная вода или конденсат непосредственно соприкасаются с греющим паром. Причем пар конденсируется при температуре насыщения, соответствующей давлению в подогревателе, и, отдавая воде тепло, нагревает ее практически до температуры насыщения. Поэтому с точки зрения тепловой экономичности смешивающие подогреватели обеспечивают наибольший эффект от регенерации. Недостаток их заключается в том, что для каждого такого подогревателя необходима установка перекачивающего насоса, чтобы подогретая вода могла поступать в последующие элементы схемы с повышенными давлениями. Применяются смешивающие подогреватели в основном в качестве подогревателей низкого давления.

На отечественных тепловых электростанциях ПНД служат для подогрева воды, поступающей в деаэратор, а ПВД - для подогрева воды после питательных насосов. И те и другие подогреватели - чаще всего поверхностного типа. В тепловых схемах станций смешивающими подогревателями являются деаэраторы.

Подогрев конденсата, дренажей и добавочной воды с низкой температурой перед деаэратором необходим для того, чтобы средняя температура воды, поступающей в колонку деаэратора, была на 10…15°С ниже температуры насыщения, соответствующей рабочему давлению деаэратора. При этом условии обеспечивается максимальное удаление газов из воды.

Подогреватели низкого давления с водяной стороны находятся под сравнительно низким давлением, создаваемым конденсатными насосами и равным 0,69…2,45 МПа. Давление питательной воды или конденсата должно превышать давление греющего пара, чтобы избежать парообразования и гидравлических ударов в трубных системах.

Подогреватели высокого давления с водяной стороны находятся под давлением воды питательных насосов, в условиях отечественных ТЭС давление воды составляет от 5,9 до 39,3 МПа, температура - от 150 до 270°С.

С целью повышения тепловой экономичности процесса передачи тепла от отборного пара к питательной воде и конденсату, ПВД и верхние (по пару) ПНД выполняют состоящими из трех частей: охладителя пара (ОП), собственно подогревателя (СП) и охладителя дренажа (ОД). В ОП осуществляется охлаждение перегретого отборного пара и дополнительный нагрев воды после собственно подогревателя, так что температура ее доводится до величины, на 2…3°С ниже температуры насыщения. При отсутст­вии ОП этот недогрев составляет ~5°С.

В собственно подогревателе греющий пар конденсируется; температура его на выходе равна температуре насыщения при данном давлении. В охладителе дренажа за счет передачи тепла питательной воде происходит снижение температуры конденсата греющего пара на 13…15°С, благодаря чему уменьшается вытеснение нижележащих отборов и соответственно увеличивается эффект от регенерации. Охладители пара и охладители дренажа могут выполняться как выносными, так и встроенными в корпус подогревателя.

При наличии промежуточного перегрева пара один из подогревателей целесообразно питать паром из холодной нитки промперегрева. Причем нагрев воды в этом подогревателе должен быть гораздо большим (в 1,5…1,8 раза), чем в остальных подогревателях. А охладитель дренажа этого подогревателя должен снижать температуру до величины, на 35…40°С ниже температуры насыщения в подогревателе (у остальных подогревателей на 13…15°С). Эти условия обеспечивают увеличение тепловой экономичности турбоустановки.

В тракт низкого давления регенеративного подогрева наряду с ПНД включаются вспомогательные подогреватели: охладители эжекторов, сальниковые охладители, сальниковые подогреватели (СП, см. рис. 1). Все они являются рекуперативными теплообменными аппаратами, в которых основному конденсату передается тепло конденсации отработавшего пара пароструйных эжекторов и пара, отсасываемого из конечных и промежуточных камер концевых уплотнений турбины.

Через вспомогательные подогреватели пропускается только часть основного конденсата во избежание их повышенного гидравлического сопротивления.

Для удаления конденсата греющего пара (дренажа) из поверхностных подогревателей используется каскадная схема слива, при которой дренаж последовательно сливается из каждого подогревателя в соседний, имеющий меньшее давление. Из ПВД слив, как правило, осуществляется в деаэратор. Из ПНД дренаж сливается последовательно во второй (по ходу основного конденсата) подогреватель П2, забирается оттуда сливным насосом (СН, см. рис. 1) и подается в линию основного конденсата за П2. Из П1 и вспомогательных подогревателей дренаж сливается в конденсатор, где он деаэрируется и вместе с основным турбинным конденсатом может пропускаться через конденсатоочистку для освобождения от продуктов коррозии.

Протечки пара через лабиринтовые уплотнения турбины из различных отсеков уплотнений отводятся обычно в один из ПВД, в деаэратор, в один из ПНД и в сальниковый подогреватель (СП).

Деаэрационная установка предназначена для удаления из питательной воды растворенных в ней агрессивных газов (кислорода и углекислого газа), вызывающих коррозию оборудования.

Деаэрация осуществляется при нагреве воды до температуры кипения, соответствующей давлению парогазовой среды над поверхностью воды.

Деаэрационная установка состоит из деаэрационных колонок смешивающего типа, расположенных над баками-аккумуляторами питательной воды, системы трубопроводов воды, греющего пара, уравнительных трубопроводов (по пару и воде) и др.

Включение деаэратора в тепловую схему осуществляется двумя способами: в качестве самостоятельной ступени регенеративного подогрева воды, как показано на схеме (рис. 1), или в виде предвключенного деаэратора. В последнем случае деаэратор присоединяют через дроссельный регулирующий клапан к регенеративному отбору, питающему паром следующий за деаэратором по ходу воды ПВД.

При самостоятельном отборе на деаэратор предусматривается возможность перевода его при пониженных нагрузках турбины на питание из отбора с более высоким давлением.

Независимо от схемы включения, давление в деаэраторе обычно поддерживается постоянным при любой нагрузке турбины (равным 0,588 или 0,686 МПа) путем регулирования подвода пара к деаэрационной колонке.

Питательная установка включает в себя питательные турбо и электронасосы, трубопроводы питательной воды и вспомогательное оборудование: бустерные насосы, системы маслоснабжения, охлаждения подшипников и двигателей, уплотнения сальников. Установка служит для питания парогенератора питательной водой.

При мощности турбоагрегата 150…200 МВт может применяться как электропривод, так и турбопривод питательного насоса. При меньших мощностях применяется, как правило, электропривод, при больших - турбопривод, который может выполняться практически на любые требующиеся мощности и просто решает проблемы быстроходности и регулирования оборотов.

Турбину привода целесообразно питать паром из отбора главной турбины после промежуточного перегрева. Турбопривод может быть конденсационным (в этом случае выхлоп осуществляется в собственный конденсатор привода с давлением 0,004…0,007 МПа) и противодавленческим, при котором пар из турбопривода направляется в один из подогревателей низкого давления.

Выбор типа турбопривода определяется, в основном, топливом: при дорогом топливе выгоднее применить конденсационный турбопривод, при дешевом - противодавленческий. Кроме того, при конденсационной приводной турбине можно обойтись без пускорезервного питательного насоса с электроприводом, который необходим в случае противодавленческого привода при пуске блока.

Бустерный насос имеет электропривод и создает подпор на входе воды в питательный насос.

Система основного конденсата включает в себя конденсатные насосы, блочную обессоливающую установку, конденсатопроводы, линии рециркуляции конденсата. Конденсатные насосы (КН, см. рис. 1) служат для удаления основного конденсата турбины из конденсатора и перекачивания его через подогреватели низкого давления в деаэратор.

Для приготовления добавочной воды с целью ввода ее в цикл в большинстве случаев применяется химическое обессоливание с подачей добавочной воды в конденсатор турбины.

Дата добавления: 2015-07-20