Главная | Обратная связь

Выбор вспомогательного оборудования турбинного отделения

 

Деаэраторы питательной воды для котлов с давлением 10 МПа выбирают деаэраторы повышенного давления типа ДП (таблица 10.1) по максимальному ее расходу и устанавливают по одному на блок. Деаэраторы повышенного давления позволяют помимо деаэрации питательной воды снизить количество регенеративных подогревателей высокого давления в тепловой схеме станции.

 

 

Таблица 10.1

Деаэраторы питательной воды повышенного давления

 

Параметры	Тип деаэратора
ДП–160	ДП–225	ДП–320	ДП–500	ДП–800	ДП–1000
Давление, МПа	0,6	0,6	0,6	0,6…0,7	0,6…0,7	0,6…0,7
Расход деаэрируемой воды, т/ч
Емкость баков, м3	50; 65	50; 65	65; 100	65; 100; 120	100; 120	100; 120
	ДП–1300	ДП–2000	ДП–2600	ДП–3200	ДП–4000	ДП–6
Давление, МПа	0,7	0,7	0,7	0,6…0,7	0,7	0,8
Расход деаэрируемой воды, т/ч
Емкость баков, м3			2 120	2 150	2 150

Суммарный запас питательной воды в баках деаэраторов должен быть не менее 7 мин. работы. Кроме этого создают дополнительный запас обессоленной воды в баках атмосферного давления емкостью не менее 4000 м³ с тем, чтобы обеспечить 30 минут работы станции с максимальной загрузкой. Баки запасной воды устанавливают вне здания станции.

Питательные насосы.На ТЭЦ с блочными схемами при использовании энергоблоков с докритическими параметрами пара ( ≤ 13,8 МПа) на каждый блок устанавливают по одному питательному насосу.

Производительность (подачу) питательного насоса принимают с запасом ≥ 5% над максимальным расходом питательной воды на котел , где – максимальный расход питательной воды на котел, равный максимальной паропроизводительности парового котла (см. ниже), кг/с.

Давление питательного насоса должно превышать давление пара на выходе из котла на величину падения давления в тракте питательной воды и давления необходимого для подъема этой воды от оси насоса до верхнего коллектора испарительного контура для прямоточного котла или до уровня барабана для котла с естественной циркуляцией. В первом приближении давление питательного насоса принимают равным , где номинальное давление пара перед турбиной, МПа.

Определив производительность и давление выбирают питательный насос с электроприводом (таблица10.2) либо с турбоприводом (таблица 10.3).

 

 

Таблица 10.2

Питательные насосы с электроприводом

 

Тип насоса	Пода- ча, м3/ч	Давление, МПа	Темпера- тура пита- тельной воды,0С	Частота вращения, мин-1	Номинальная мощность электродвига- теля, кВт
ПЭ-320-180/200		17,66/19,62
ПЭ-380-185/200г		18,15/19,62
ПЭ-430-180/200г		17,66/19,62
ПЭ-500-180-3г		18,34
ПЭ-580-185/200		18,15/19,62
ПЭ-720-185/200г		18,15/19,62
ПЭ-600-300		31,39
СВПЭ-320-550г		31,39

 

Примечание: насосы с индексом «г» имеют гидромуфту.

 

Давление во всасывающем патрубке питательного насоса должно обеспечивать бескавитационный его режим работы. Это давление слагается из давления в деаэраторе, давления столба воды от уровня воды в баке деаэратора до оси насоса за вычетом гидравлических сопротивлений в трубопроводе и арматуре. Для энергоблоков на давление ≤ 13,8 МПа высота размещения бака деаэратора над осью насоса для обеспечения его бескавитационного режима работы должна быть на уровне 22 – 25 м. Для энергоблоков с закритическими параметрами ( 23,54 МПа) применяются быстроходные питательные насосы с турбоприводом. Для повышения надежности их работы и снижения высоты размещения деаэратора устанавливают предвключенные бустерные насосы на давление 2…5 МПа. Суммарное гидравлическое сопротивление водяного тракта до входа в питательный насос принимают ≤ 0,01 МПа.

На ТЭЦ блочной структуры с турбинами на давление 12,75 МПа устанавливают один питательный электронасос со 100 % подачей. На блоках с закритическим давлением пара устанавливают питательные насосы с турбоприводом со 100 % подачей или два с 50% подачей. Для насоса с турбоприводом определяется мощность и тип приводной турбины. Резервный питательный насос на ТЭЦ не устанавливают, а содержат на складе по одному насосу на каждый тип. Если ТЭЦ не включена в энергосистему, то устанавливают не менее двух резервных питательных насосов с турбоприводом или электроприводом, имеющим независимое питание.

Если на электростанции все основные насосы работают с турбоприво­дом, то для пуска с нуля необходим, хотя бы один насос с электроприводом.

Таблица 10.3

Питательные насосы с турбоприводом

 

Тип турбо- насоса	Питательный насос	Приводная паровая турбина	Частота враще- ния (расчет- ная), мин-1	Потре-бляе-мая мощно-сть, кВт
Макси- маль- ная пода- ча, м3/ч	Давление, МПа	Темпе- ратура воды, 0С	Начальные параметры пара	Давле-ние за турби-ной (абсолю-тное) МПа	Расход пара, т/ч
В нагнета- тельном патрубке	В прие-ном пат-рубке	Абсолю-тное дав- ление, МПа	Темпера-тура, 0С
ПТН30-54-35		5,4	0,03		3,5		0,12-0,25	До 1,5
ПТН70-60-35		6,0	0,21		3,5		0,12-0,25	3,15-3,6
ПТН60-27-15		2,7	0,04		1,5		0,12-0,25	1,6-1,7
ПТН115-60-35		6,0	0,21		3,5		0,12-0,25	3,85-4,4
ПТН270-140-90		14,0	0,63		9,0	500-535	0,6-0,8	14-18
ПТН500-186-130		18,6	0,63		13,0		0,12-0,25	18-20
ПТН1150-340-15		34,0	1,50		1,5/1,47		0,23/0,25		6000/5150

Примечание: 1. Для турбонасосов ПТН 270-140-90 и ПТН 500-186-130 давление в приемном патрубке указано на входе в бустерный насос. 2. Меньший расход пара относится к пониженному давлению за турбиной, больший – к повышенному. 3. Расход пара дан с учетом всех потерь в турбине.

 

Конденсатные насосы также, как и конденсаторы и эжекторы, поступают комплектно с турбиной. Тем не менее, параметры конденсатных насосов необходимо подвергнуть корректировке, учитывая конкретные условия работы паротурбинного цикла на станции.

Подачу конденсатных насосов определяют как

 

, (10.4)

 

 

где максимальный расход пара в конденсатор при конденсационном режиме работы турбины, т. е. с выключенными регулируемыми отборами пара находят по справочным данным.

Давление конденсатных насосов при одноподъемной схеме, применяемой в энергоблоках с барабанными котлами, определяют как

 

 

, (10.5)

 

где давление в деаэраторе, МПа, (таблица 10.1);

падение давления в тракте низкого давления – от конденсатора до деаэратора, МПа; соответственно удельный вес воды, н/м³, и разность высот установки конденсатора и деаэратора, м.

Падение давления определяется как сумма падений давления в регенеративных подогревателях (ПНД), охладителе пара эжекторов и регулятора питания конденсатора, установленных в тракте низкого давления. Падение давления в каждом ПНД принимают равным 1 МПа, а число ПНД – согласно тепловой схеме выбранной турбины (п. 10.1.2). Падение давления в охладителе пара эжекторов – 0,05…0,07 МПа и регуляторе питания конденсатора – 0,04 МПа. Линейное падение давления в трубопроводах тракта составляет порядка 0,1…0,2 МПа.

В случае энергоблоков с прямоточными котлами применяют двухподъемную схему, обусловленную включением в тракт низкого давления обессоливающей установки (БОУ) с относительно низким давлением. Давление в конденсатном насосе первой ступени определяется падением давления в БОУ, линейным падением давления в трубопроводе от насоса до БОУ и величиной подпора на всосе конденсатного насоса второй ступени. Это давление в первом приближении составляет порядка 0,9 МПа. Давление в конденсатном насосе второй ступени определяют также, как и в случае одноподъемной схемы.

По величине подачи (10.4) и давления (10.5) подбирают тип конденсатного насоса (таблица 10.4).

 

 

Таблица 10.4

Конденсатные насосы

 

Марка насоса	Подача, м3/ч	Напор, м	Частота вращения, мин-1	Потребляемая мощность, кВт
8КсД-5 3	119/140	125/140		66/74

продолжение таблицы 10.4

 

10КсД-5 3	160/220/280	123/120/115		100/122/162
12КсВ-9 4
16КсВ-11 4
16КсВ-10 5
КсВ1000-95(I ст)
КсВ475-245/5(II ст)

 

Число конденсатных насосов на каждую турбину принимают с резервом: два насоса со 100% подачей или три с 50%-й.

Регенеративные подогреватели поступают совместно с турбиной без резерва по «однониточной схеме».

Деаэраторы добавочной воды и подпитки тепловой сетивыбирают для всей станции централизованно.

Для деаэрации добавочной воды, используемой в испарительных установках, применяют атмосферные деаэраторы типа ДСА на давление 0,12 МПа. Испарительные установки, в которых осуществляют возмещение потерь конденсата на станции, устанавливают у каждой турбины.

Производительность деаэратора подпиточной воды , кг/с, должна соответствовать следующей величине:

для закрытых водяных систем (ЗВС)

 

; (10.6)

 

для открытых водяных систем (ОВС)

 

, (10.6′)

 

где потери сетевой воды с утечками, кг/с;

расход сетевой воды в ОВС, определяемый по средненедельной тепловой нагрузке на ГВС (раздел 1), кг/с.

В случае ОВС расход подпиточной воды (10.6′) становится сравнимым с расходом воды на отопление, поэтому для деаэрации столь большого количества воды используют вакуумные деаэраторы типа ДСВ на давление 0,0075…0,05 МПа с расходом 5…3200 т/ч: ДСВ-5; ДСВ-15; ДСВ-25; ДСВ-50; ДСВ-75; ДСВ-100; ДСВ-150; ДСВ-200; ДСВ-300; ДСВ-400; ДСВ-800; ДСВ-800; ДСВ-1200; ДСВ-1600; ДСВ-200; ДСВ-2400; ДСВ-3200[2]⁰. Обогрев вакуумных деаэраторов осуществляют паром или горячей водой.

На станции в обязательном порядке устанавливают баки-аккумуляторы, выравнивающие тепловую нагрузку на ГВС в течение суток.

Сетевые подогреватели поверхностного типа.На крупных ТЭЦ сетевые подогреватели устанавливают у каждой турбины без резерва. Ремонт их предусматривают в летний период.

Большое распространение получили горизонтальные подогреватели типа ПСГ, которые размещают непосредственно под цилиндрами турбин. В аббревиатуре подогревателей ПСГ числа означают следующее: первое число – площадь поверхности нагрева, м²; второе – рабочее давление со стороны пара, кг/см²; третье – давление со стороны воды, кг/см². Например, аббревиатура ПСГ-800-3-8-1 означает следующее: площадь поверхности нагрева – 800, м²; рабочее давление со стороны пара – 0,05…0,2 МПа (до 3 кг/см²); допустимое давление со стороны воды – 0,8 МПа (8 кг/см²).

Подогреватель ПСГ представляет собой горизонтальный пароводяной теплообменник, в цельносварном корпусе которого трубчатые элементы в виде прямых трубок развальцованы в трубных досках. Для турбины Т-250/300-240 со сверхкритическими параметрами пара трубки подогревателя выполнены из нержавеющей стали Х18Н9Т, для остальных теплофикационных турбин с докритическими параметрами пара – из латуни. Температурные деформации между корпусом и трубами подогревателя поглощаются линзовыми компенсаторами.

Кроме горизонтальных подогревателей в России серийно выпускаются вертикальные пароводяные сетевые подогреватели типа ПСВ. Вода подводится к верхней водяной камере и отводится от нее, пар подводится через боковой патрубок, а конденсат отводится из днища корпуса. Трубная система разделена на отдельные сегменты с помощью перегородок, установленных в водяных камерах, что позволяет снизить разность температуры в смежных ходах-сегментах и тем самым избежать больших температурных напряжений в стенках труб.

Сетевые насосы.Сетевые насосы размещают по двум возможным компоновочным схемам: индивидуально у каждой турбины или централизованно в виде группы совместно работающих насосов. В соответствии с этим число насосов устанавливают таким образом. В случае индивидуальной компоновки – два насоса по 50% производительности каждый. При этом предусматривается один резервный насос на складе, если рабочие насосы одинаковые, или один на каждый тип насоса, если рабочие насосы разнотипные. В случае групповой компоновки – устанавливают один резервный насос, если число рабочих насосов n ≤ 3, если же число рабочих насосов n ≥ 4, то резервный насос не устанавливают.

Параметры сетевых насосов – подачу и напор, устанавливают на основании результатов гидравлического расчета тепловой сети и пьезометрического графика (раздел 3).

Подача насосов должна быть равна суммарному расходу сетевой воды, необходимой потребителям теплоснабжаемого района, с учетом потерь воды с утечками (разделы 3, 4).

Рабочий напор сетевых насосов определяют как

 

 

, (10.7)

 

где потери напора в сетевых подогревателях, пиковых водогрейных котлах и коммуникациях, м; потери напора соответственно в подающей линии тепловой сети (ТС), в концевом абоненте и в обратной линии ТС, м.

После выбора сетевых насосов необходимо произвести их проверку на режим совместной работы с тепловой сетью (рисунок 10.2). Гидравлический режим совместной работы насосов и тепловой сети определяет точка пересечения их характеристик, т. е. определяет фактическое значение напора , которые должны создать насосы для проталкивания через тепловые сети сетевой воды в количестве . При этом необходимо, чтобы точка пересечения лежала в рабочей зоне насосов, рекомендуемой для их работы. В противном случае насосы будут работать с пониженным КПД, с перерасходом электроэнергии на транспортировку сетевой воды.

 

 

Рисунок 10.2 Гидравлический режим совместной работы

сетевых насосов и ТС

1 – характеристика сетевых насосов; 2 – характеристика ТС;

3 – рабочая зона сетевых насосов.

 

 

Применительно к указанным выше компоновочным схемам (индивидуальной и групповой)сетевые насосы относительно сетевых подогревателей устанавливают в виде одной или двух ступеней подъема напора .

В случае подогревателей типа ПСГ возможны обе схемы подъема. Это объясняется относительно невысокой прочностью ПСГ, не превышающей 0,8 МПа. Когда напор сетевых насосов , найденный по (10.7), не превышает 80 м, на станции применяют одноступенчатую схему подъема. При этомсетевые насосы устанавливают перед сетевыми подогревателями. Если >80 м, то применяют двухступенчатую схему подъема. При этом напор насосов первой ступени определяют как сумму потерь напора на преодоление гидравлического сопротивления сетевых подогревателей и кавитационного запаса на входе в насосы второй ступени – 5…40 м (0,05…0,40 МПа). А напор насосов второй ступени определяют по (10.7) с тем отличием, что в величине не учитывается сопротивление сетевых подогревателей.

В случае использования подогревателей типа ПСВ, обладающих высокой прочностью с водяной стороны – 1,5…2,3 МПа (150…230 м), в основном применяют одноступенчатую схему подъема.

Подпиточные насосы также выбирают по результатам гидравлического расчета. В отличие от ЗВС, где ввиду низких расходов подпитки (10.6) и напоров подпиточные насосы имеют малую мощность, в ОВС расходы подпитки весьма значительны (10.6′). Напор подпиточных насосов для ОВС определяют по летнему режиму работы , где статический режим тепловой сети, м. По величине подачи и напора производят выбор подпиточных насосов.

 

 

Тепловые схемы ТЭЦ

Схема

Рисунок 10.3 Принципиальная тепловая схема

турбоустановки типа ПР-12-90/15/7 КТЗ

1 – подогреватель высокого давления; 2 – регулятор уплотнений;

3 – водоструйный эжектор – подогреватель; А – свежий пар;

Б – регулируемый отбор 1,2 – 1,8 МПа; В – выхлопной пар турбины

0,5 – 0,9 МПа (противодавление); Г – вход питательной воды; Д – выход питательной воды; М – конденсат ПВД; а – пар из уплотнений; б и в – вход и выход эжектирующей химически очищенной воды; г – пар на собственные нужды.

 

Схема

Рисунок 10.4 Принципиальная тепловая схема

турбоустановки типа ПР-25-90

ЭС – эжектор сальникового подогревателя; ЭУ – эжектор уплотнений;

СП – сальниковый подогреватель; КС – конденсатосборник;

П₁ – подогреватель низкого давления; Д – деаэратор 6 кгс/см²;

П₂ – П₃– подогреватели высокого давления.

 

Схема

Рисунок 10.5 Принципиальная тепловая схема

турбоустановки типа ПТ-25-90

Э – эжектор основной; ЭУ – эжектор уплотнений;

П₁ – П₃ – подогреватель низкого давления; Д – деаэратор 6 кгс/см²;

П₄ – П₅– подогреватели высокого давления.

Схема

Рисунок 10.6 Принципиальная тепловая схема

турбоустановки типа Т-25-90

Э – эжектор основной; ЭУ – эжектор уплотнений;

П₁ – П₃ – подогреватель низкого давления; Д – деаэратор 6 кгс/см²;

П₄ – П₅– подогреватели высокого давления.

 

Схема

 

 

 

Рисунок 10.7 Принципиальная тепловая схема

турбоустановки типа Р-40-130.

 

Схема

 

 

Рисунок 10.8 Принципиальная тепловая схема

турбоустановки типа ПТ-50/60-130.

 

 

Схема

 

 

 

Рисунок 10.9 Принципиальная тепловая схема

турбоустановки Р-50-130/13 ЛМЗ

П₁, П₂, П₃ – регенеративные подогреватели высокого давления;

А – свежий пар; Б – пар к потребителю; В – питательная вода из деаэратора;

Г – питательная вода к парогенератору; Д – конденсат ПВД в деаэратор 0,6 МПа; Е – из уплотнений.

 

Схема

Рисунок 10.10 Принципиальная тепловая схема

турбоустановки ПТ-60/75-130/13

Д – деаэратор 0,6 МПа; К – конденсатор; КН – конденсатный насос;

П₁ – П₄ – подогреватели низкого давления № 1, 2, 3, 4;

П₅ – П₇ – подогреватели высокого давления № 5, 6, 7;

ПН – питательный насос; СН – сливной насос; СО – охладитель пара из промежуточных камер уплотнений; ЦВД, ЦНД, ЧСД, ЧНД – цилиндры высокого и низкого давления, части среднего и низкого давления; ЭЖ₁ – основной эжектор; ЭЖ₂ – эжектор к сальниковому подогревателю; А – свежий пар; Б – из промотбора на производство; В – теплофикационный отбор; Г – производственный конденсат и добавочная обессоленная вода из вакуумного деаэратора; Е – конденсат сетевых подогревателей; С – питательная вода к парогенераторам; а – пар из уплотнений; в – на уплотнения; о – на эжекторы; д – из штоков.

Схема

Рисунок 10.11 Принципиальная тепловая схема

турбоустановки типа ПТ-80-130.

 

Схема

 

 

 

Рисунок 10.12 Принципиальная тепловая схема

турбоустановки типа Р-100-130/15.

 

Схема

 

 

 

 

Рисунок 10.13 Принципиальная тепловая схема

турбоустановки Т-100/120-130-3

К – конденсатор; КН – конденсатный насос;

П₁ – П₄ – регенеративные подогреватели низкого давления;

П₅ – П₇ – регенеративные подогреватели высокого давления;

ПСГ-1 и ПСГ-2 – горизонтальные подогреватели сетевой воды;

СН – сливной насос; ПН – питательный насос; Д – деаэратор питательной воды; А – свежий пар; Б – к парогенераторам; В – выход сетевой воды; Г– вход сетевой воды; a – от штоков; b – на уплотнения.

 

Схема

 

 

 

Рисунок 10.14 Принципиальная тепловая схема

турбоустановки типа Т-110/120-130.

 

Схема

 

 

Рисунок 10.15 Принципиальная тепловая схема

турбоустановки типа Т-175/215-130.

 

 

Схема

Рисунок 10.16 Принципиальная тепловая схема

турбоустановки типа Т-185/220-130.

Схема

Рисунок 10.17 Принципиальная тепловая схема

турбоустановки типа Т-250/300-240.

[1]⁹ Технологическую нагрузку студенты определяют согласно данных индивидуального задания, т. е по параметрам пара (давление, температура, расход), требуемого для реализации технологического процесса на промпредприятии.

[2]⁰ Число в аббревиатуре деаэратора означает расход деаэрируемой воды в т/ч.