Тема 2.2 Тепловая схема тэс

Тепловая схема энергетического блока котел-турбина, конденсационных (ГРЭС, КЭС) и теплофикационных (ТЭЦ) станций

Р исунок 62- Принципиальная тепловая схема простейшей конденсационной электростанции с промежуточным пе­регревом пара. ПП — промежуточный перегреватель пара; q_пп — тепло проме­жуточного перегрева.

а — с турбиной с противодавлением Т (П) и параллельно рабо­тающей конденсационной турбиной Т (К); б —с турбиной с отбором и конденсацией пара Т (КО); ТП — тепловой потре­битель; OKH— насос обратного конденсата от теплового потре­бителя; БК— бак конденсата; РОУ — редукционно-охладительная установка.

Рисунок 63 - Тепловые схемы простейших теплоэлектро­централей.

Тепловая схема ТЭС  условное изображение взаимного расположения агрегатов и аппаратов станции, участвующих в технологическом процессе выработки тепловой и электрической энергии.

Различают принципиальную и полную тепловую схему.

Разработка полной тепловой схемы  суть проектирования ТЭС.

Выбор типа, количества, единичной мощности турбоагрегатов или блоков

Выбор основного оборудования определяется тепловой схемой станции – блочный вариант или с поперечными связями.

Для блочных КЭС выбор основного оборудования сводится к выбору стандартных энергоблоков.

Единичная мощность вводимых энергоблоков не должна превышать аварийную мощность системы.

=10%

ТЭС строятся очередями, причём мощность блока на каждой очереди одинакова.

Для не блочных ТЭС выбор котлов и турбин производится отдельно. При этом каждая турбина снабжается паром из одного или двух паровых котлов. установка одного парового котла в секции экономичнее, однако может потребовать для обеспечения надёжного теплоснабжения применения резервных паровых котлов низкого давления.

Целесообразна установка на данной ТЭЦ одинаковых паровых котлов. Отсюда следует, что на ТЭЦ с секционной или блочной схемой расход пара на разные теплофикационные турбины должен быть одинаковый. Таким образом, теплофикационные турбины данных параметров пара нужно унифицировать по расходу пара на них.

Расчет принципиальной тепловой схемы

Задача расчета  в определении расходов, параметров и направлений рабочего тела во всех аппаратах тепловой схемы; в определении показателей тепловой экономичности и расхода пара на турбину.

Методы расчета:

-составление системы балансных уравнений для всех элементов схемы;

-метод последовательных приближений: по аналитическим выражениям или диаграммам оценивается расход пара на турбину и определяется точно по расхождению.

Последовательность расчета:

-построение процесса расширения пара в турбине для определения энтальпий пара в точках отбора пара;

-оценка расхода пара на турбину по Nэ, Qот, Qпр. Оценку предпочтительнее делать по диаграмме режимов. Можно по формуле:

 коэффициент регенерации; учитывает увеличение расхода пара на турбину для обеспечения той же самой электрической мощности (1,15÷1,25).

Оценка делается для максимального (минимального) зимнего и летнего периодов.

-Составление уравнений тепловых балансов для отдельных элементов схемы (начиная с последнего ПВД, затем ПВД по ходу слива дренажей, ПНД, деаэратор). Искомые величины  расходы греющего пара.

При расчетах элементов учитывают потери в окружающую среду (12%) и потери давления в трубопроводах пара (712%).

-Проверка принятого расхода пара

, если расхождение больше 1%, то определяют величину расчетной электрической нагрузки:

 срабатываемый в турбине теплоперепад потоком пара, идущим в отопительный отбор.

-Показатели тепловой экономичности станции.

Выбор вспомогательного оборудования ТЭС

Выбор насосов

Питательные насосы являются важнейши­ми из вспомогательных машин паротурбинной электростанции; их рассчитывают на подачу питательной воды при максимальной мощно­сти ТЭС с запасом не менее 5 %.

В отечественных энергоблоках с давлением пара 13,0 МПа, мощностью 150/160 и 200/ 210 МВт применяют питательные электрона­сосы; ранее применяли по два рабочих и один резервный в энергоблоке с подачей по 50% полного расхода воды каждый, в настоящее время — один рабочий и один резервный (в запасе на складе) в энергоблоке, каждый на 100 % полного расхода воды, или 2 по 50 %. без резерва. Соответственно выбирают и бус-терные (предвключенные) насосы, также с электроприводом.

В энергоблоках с давлением пара 24,0 МПа, мощностью 300 МВт применяют по одному рабочему пита­тельному насосу полной подачи с приводом от паровой турбины с противодавлением и один пускорезервный электронасос с гидромуфтой на 30—50 % полной подачи.

Для энергоблоков 500, 800 и 1200 МВт ус­танавливают с целью разгрузки выхлопных частей главных турбин питательные насосы с конденсационной приводной турбиной, по два рабочих турбонасоса, каждый на 50 % полной подачи с резервированием подвода пара к приводной турбине. Бустерные насосы в этих энергоблоках, а также в новых энергоблоках 300 МВт имеют общий с главным питатель­ным насосом привод от турбины через редук­тор.

На ТЭЦ блочной структуры (с турбинами Т-250-240) питательные насосы выбирают аналогично соответствующим конденсацион­ным энергоблокам (300 МВт) — по одному рабочему с приводной турбиной с противодав­лением.

На электростанциях неблочной структуры, входящих в энергосистему, общую подачу во­ды питательными насосами принимают такой, чтобы при выпадении наиболее крупного насо­са остальные обеспечивали подачу воды на все установленные паровые котлы при номи­нальной их паропроизводительности.

При выпадении одного из насосов на ТЭЦ, работающей в энергосистеме, остальные долж­ны обеспечить такую подачу воды, при кото­рой ТЭЦ отпускает полное количество произ­водственного пара, теплоту в количестве, определяемом средней температурой самого холодного месяца, с допустимым снижением электрической нагрузки на мощность одного турбоагрегата.

Если рабочими приняты турбонасосы, то устанавливается хотя бы один электронасос для первоначального пуска электростанции.

Рисунок 64- Определение напора питательных насосов электростанции с барабанными паровыми котлами:

ПБ — питательный бак

Определение давления питательных насо­сов. В случае установки паровых котлов типа Е (барабанных) с естественной циркуляцией и включения питательного одноподъемного насоса после деаэратора (рис. 64) давление питательной воды после насоса должно соста­вить; МПа:

р_н=р_б.м+Н_н g*10^-6+р_с.н,

где с учетом работы предохранительных кла­панов наибольшее допустимое давление в па­ровом котле р_б.м= (1,05…1,08)р_б;

Р_в — рабо­чее давление в паровом котле, МПа;

Н_н — высота подъема воды от оси питательного на­соса до уровня воды в барабане, м;

р_н — сред­няя плотность питательной воды в напорных линиях, кг/м3;

р_с.н — суммарное гидравличес­кое сопротивление оборудования (регенера­тивных подогревателей высокого давления, на­порных трубопроводов с арматурой, экономай­зера парового котла и др.);

g— ускорение свободного падения, м/с². Скоростным напо­ром на входе воды в барабан парового котла пренебрегаем.

Давление воды на входе в питательный на­сос, МПа, составляет:

Р_в = р_д +H_{в *} g—p_c.в,

где р_д— давление в деаэраторе, МПа;

р_с.в— гидравлическое сопротивление трубопроводов, подводящих воду из деаэратора к насосу, с арматурой, Мпа;

Н_в — высота уровня воды в деаэраторном баке относительно оси пита­тельного насоса, м. Значение Н_в выбирают из условия предотвращения вскипания воды на входе в питательный насос и явлений кавита­ции в насосе; на современных электростанци­ях для различных конструк­ций питательных насосов Н_в~20…25 м;

_в — плотность воды в подводящих трубопроводах, кг/м³.

Если пренебречь скоростными напорами воды на входе в насос и выходе из него, соз­даваемое им повышение давления, Мпа, равно:

р _п.п=р_н-р_в=р_б.м-р_д+ Н_н g*10^-6- H_{в *} g*10^-6+р_с.в=р_б.м-р_д+ *10^-6+р_с,

где h=H_н—Н_в— высота подъема воды из де­аэратора в барабан парового котла, м;

— средняя плотность питательной воды в напор­ной и входной линиях насоса;

р_с=Р_с.н+р_с.в — суммарное сопротивление напорного и вход­ного трактов питательной воды, МПа.

При установке прямоточных паровых кот­лов необходимое давление воды на выходе из питательного насоса составляет:

Р_н = Р_п.к+Р_с.п.к + Р_с.н + Н_н g • 10^-6,

где р_п.к=Р_о+ р_о — давление пара на выходе из парового котла, МПа;

р₀ — давление пара перед турбиной;

р₀ — потеря давления в паропроводе от парового котла до турбины; Р_с.п.к=4…5 МПа — гидравлическое сопротив­ление парового котла;

Н_н — высота подъема воды от оси питательного насоса до верхней точки трубной системы парового котла, м; Р_н — плотность воды в нагнетательном тракте, кг/м³.

Давление воды на входе в насос и повы­шение давления в насосе определяются ана­логично предыдущему.

Конденсатные насосы выбирают в мини­мальном по возможности числе — один на 100 % или два рабочих по 50%, общей подачи и соответственно один резервный (на 100 %, или 50 % полной подачи). Общую подачу оп­ределяют по наибольшему пропуску пара в конденсатор с учетом регенеративных отборов. Конденсатные насосы теплофикационных тур­бин выбирают по конденсационному режиму работы с выключенными теплофикационными отборами для внешнего потребителя.

При прямоточных паровых котлах приме­няют химическое обессоливание конденсата турбины, поэтому устанавливают конденсат­ные насосы двух ступеней: после конденсатора турбины с небольшим напором и после обессо­ливающей установки с напором, необходимым для подачи конденсата через поверхностные регенеративные подогреватели низкого давле­ния в деаэратор питательной воды.

При выполнении части ПНД смешивающи­ми (контактными) после них может потребо­ваться дополнительный перекачивающий на­сос. Между смешивающими подогревателями перекачивающий насос не требуется, если по­догреватель более низкого давления устанав­ливается выше следующего за ним подогрева­теля более высокого давления, чем обеспечи­вается переток воды из одного подогревателя в последующий. К перекачивающим насосам требуются, естественно, резервные насосы.

Насосы охлаждающей воды конденсаторов турбин («циркуляционные») выбирают обычно по одному или по два на турбину. В машинном зале насосы устанавливают индивидуаль­но, обычно по два насоса на турбину, для возможности отключения одного из них при уменьшении расхода воды (в зимнее время). В центральных (береговых) насосных целесо­образно укрупнять насосы охлаждающей во­ды, принимая по одному на турбину.

Важно отметить, что к циркуляционным насосам резерв не устанавливают. Их произ­водительность выбирают по летнему режиму, когда температура охлаждающей воды высо­кая и требуется наибольшее ее количество. В зимнее время, при низкой температуре воды, расход ее существенно снижается (примерно вдвое), и часть насосов фактически является резервом (один на турбину, например при индивидуальной их установке, или один на две турбины при централизованной их установке).

Насосы для питания водой вспомогатель­ных теплообменников (испарители, паропреобразователи, сетевые подогреватели) выбирают преимущественно централизованно на всю электростанцию или часть ее секций в воз­можно наименьшем числе (один-два рабочих насоса) с одним резервным, имеющим подачу рабочего насоса (при четырех сетевых насо­сах резервный не устанавливают).

Подпиточных насосов тепловой сети при закрытой системе горячего водоснабжения устанавливают два, при открытой системе — три, включая в обоих случаях резервный на­сос.

Дренажные (сливные) насосы конденсата из регенеративных подогревателей устанавли­вают без резерва, при этом выполняют резерв­ную линию каскадного слива дренажа в сосед­ний регенеративный подогреватель более низ­кого давления.

Конденсатные насосы сетевых подогрева­телей (и паропреобразователей) выбирают индивидуально, один или два рабочих на турби­ну, с резервным у сетевого подогревателя ниж­ней ступени, имеющим подачу рабочего насо­са (конденсат из этих теплообменников сос­тавляет основную часть всего потока пита­тельной воды паровых котлов).

Давление насосов определяют с учетом давления и гидравлических сопротивлений в элементах оборудования и системе трубопро­водов.

Давление основных конденсатных насосов турбины, МПа, определяют (без учета дина­мических напоров) следующим образом:

р_к.н=р_д-р_к+ *10^-6+р_с.к,

где р_к — давление в конденсаторе турбины;

h_K — высота подъема конденсата от уровня его в конденсатосборнике конденсатора до уровня в деаэраторном баке, м;

_к — средняя плотность конденсата в его тракте;

р_ск — об­щее гидравлическое сопротивление тракта кон­денсата (регенеративные подогреватели низ­кого давления, трубопроводы с арматурой).

При включении в тракт конденсата уста­новки химического обессоливания, обычно между конденсатными насосами первого и второго подъемов, определяют в отдельности необходимое давление насосов первого и вто­рого подъемов.

Выбор теплообменников

Регенеративные подогреватели ТЭС уста­навливают индивидуально у каждой турбины, без резерва.

Обычно принимают по одному корпусу в каждой ступени подогрева, т. е. применяют «однониточную» схему подогревательной уста­новки, однако встречаются «двухниточная» и даже «трехниточная» схемы в зависимости от мощности энергоблока и типа ПВД.

Так, первоначально в дубль-блоках 300 и 500 МВт применяли две параллельные груп­пы регенеративных подогревателей высокого давления с половинным пропуском воды через каждую группу.

В дальнейшем в энергоблоках 300 и 500 МВт стали применять по одной группе ПВД, рас­считанных на полный пропуск воды, в энерго­блоках 800 и 1200 МВт пока допускается при­менение двух групп П-ВД.

Во всех указанных энергоблоках, за ис­ключением энергоблока с двухвальным турбо­агрегатом 800 МВт, применяют по одной груп­пе подогревателей -низкого давления.

На ТЭЦ применяют индивидуальные реге­неративные установки с однокорпусными по­догревателями, в том числе и в турбоустановке Т-250-240.

Деаэратор питательной воды принимают воз­можно большей пропускной способности. На энергоблок или секцию, включающую турбо­агрегат с обслуживающими его паровыми котлами, устанавливают по одному или по два деаэратора. На ТЭС неблочной структуры предусматривается возможность ремонта од­ного деаэратора при работе остальных. Объем баков деаэрированной воды рассчитывают на пятиминутный запас воды на ТЭС с блочной структурой и на десятиминутный на ТЭС не­блочной структуры при работе с максималь­ной нагрузкой.

В зависимости от соотношения пропуска воды через деаэратор и нужного объема баков принимают по одному, иногда по два деаэра­тора на один бак или же по одному деаэрато­ру на два бака, соединенных между собой ли­ниями пара и воды.

Деаэраторы добавочной воды паровых кот­лов и подпиточной воды тепловой сети выби­рают централизованно для всей электростан­ции и для отдельных ее очередей.

Испарительные установки для возмещения внутренних потерь пара и конденсата устанав­ливают индивидуально у каждой турбины. Резервных корпусов не применяют.

Многоступенчатые испарительные установ­ки и паропреобразователи, использующие пар из регулируемых отборов турбин, выби­рают индивидуально для каждой турбины или централизованно для всей ТЭЦ или ее очере­ди (если при централизованной установке можно укрупнить корпус и уменьшить число корпусов). В многоступенчатых испаритель­ных и многокорпусных паропреобразовательных установках целесообразно иметь один ре­зервный корпус.

Сетевые подогреватели ТЭЦ устанавлива­ют индивидуально у турбин, без резервных корпусов, поскольку они работают только во время отопительного сезона и лишь часть их работает в летнее время, неся бытовую на­грузку горячего водоснабжения. Сетевые по­догреватели применяют также на первом и од­ном из 'последующих энергоблоков КЭС с про­пускной способностью каждой 80% макси­мальной тепловой нагрузки.

Пылеприготовительные установки

Пылеприготовительные установки выпол­няют преимущественно по индивидуальной системе, обычно с замкнутой, иногда с разом­кнутой схемой сушки топлива.

В замкнутых схемах уголь подсушивается горячим воздухом в мельнице. Выделенная при подсушке влага в виде водяных паров вводится в топочную камеру; водяные пары смешиваются с газообразными продуктами горения подсушенного топлива, проходят че­рез газоходы парового котла и удаляются из него с общим потоком уходящих газов.

Оборудование пылеприготовления с замк­нутой схемой сушки устанавливают индивиду­ально у каждого парового котла. При сжига­нии углей с малым выходом летучих (АШ, тощий уголь и др.), требующих тонкого раз­мола, применяют тихоходные шаровые бара­банные мельницы (ШБМ) и систему пыле­приготовления с промежуточным бункером пыли. Благодаря пылевому бункеру угольные мельницы можно загружать полностью, неза­висимо от нагрузки парового котла. Если бун­кер заполнен пылью, мельницы можно оста­навливать, экономя при этом электроэнергию на размол угля. При ШБМ это имеет большое значение, так как энергия расходуется в ШБМ на подъем мелющих шаров и потребля­емая ими мощность не зависит практически от расхода топлива. Следовательно, эти мель­ницы потребляют постоянную мощность, оди­наковую при полной нагрузке и холостом хо­де, а удельный расход энергии на размол не­прерывно снижается с ростом нагрузки.

При использовании мягких бурых углей и каменных углей с относительно большим вы­ходом летучих (более 30 %.) допускается бо­лее грубый помол и применяют быстроходные молотковые мельницы (ММ). Мощность, по­требляемая этими мельницами, возрастает с увеличением их нагрузки; холостой расход энергии составляет 40—60 %. полного расхода. Такие мельницы применяют обычно в сочета­нии с более простой системой пылеприготов­ления — с непосредственной подачей пыли в топочную камеру, без промежуточного бунке­ра пыли. При длительном снижении нагрузки котла часть этих мельниц выключают.

Мельницы на новых крупных ТЭС выбира­ют обычно наибольшей имеющейся производи­тельности (50—70 т/ч). На паровой котел про­изводительностью 420 т/ч и более устанавли­вают две-три шаровые барабанные мельницы общей производительностью, обеспечивающей ПО %, номинальной нагрузки парового котла, или четыре — восемь (не менее трех) молот­ковых мельниц; при выходе одной из них ос­тавшиеся должны обеспечить не менее 90 %. нагрузки парового котла. Влажность пыли выбирается из условия надежной ее текучести, в частности для антрацита и тощего угля — ниже гигроскопической.

Кроме шаровых барабанных и молотковых мельниц для размола каменных углей применя­ют среднеходные мельницы.

Размол мягких бурых углей и торфа про­изводят также в мелющих вентиляторах (MB). Их применяют на электростанциях, ис­пользующих бурые угли.

Шаровые барабанные мельницы (ШБМ) номиналь­ной производительностью 50 т/ч по АШ получили зна­чительное распространение на энергоблоках 200 и 300 МВт для размола преимущественно АШ.

Мельницы Ш-50А имеют барабан диаметром 3,7 м при длине 8,5 м, допускающий перевозку его по желез­ной дороге в собранном виде. Привод выполнен с косозубыми шестернями шириной 800 мм. Шаровая загрузка равна 100 т. Продолжительность работы достигает 20 000 ч. В новых мельницах типа Ш-50 (ШБМ-400/&00) также применяют косозубые шестерни, частота враще­ния составляет п = 0,76.

Более крупные мельницы Ш-70 с диаметром бара­бана 4,0 и длиной 10,0 м для энергоблоков 300 МВт и ШБММ-70 с диаметром барабана 3,4 и длиной 13,6 м для энергоблоков 800 МВт с центральным пылезаводом рассчитаны на производительность 70 т/ч по АШ. Мельницы ШБММ-70 имеют механическую выгрузку уголь­ной пыли.

Крупные молотковые мельницы с диаметром рото­ра 2 м и больше и окружной скоростью до 80 м/с используются, в частности, для энергоблоков 300 и 500 МВт. Эти мельницы (ММТ) 2000/2600/735, 2600/2550/590 и 2600/3350/590 производительностью соответственно 24, 40 и 55 т/ч по экибастузскому углю имеют центробежные сепараторы. Мельницы ММТ 2600/3350/590 выполняют также с инерционным сепа­ратором производительностью 100 т/ч по сырому назаровскому углю.

Современные молотковые мельницы и их пылесистемы работают с избыточным давлением, создаваемым основным дутьевым вентилятором или вентилятором го­рячего дутья. Тонина помола регулируется шиберами или створками при постоянном расходе воздуха в пылесистеме.

Продолжительность работы бил при размоле мало­абразивных топлив равна 700—1500 ч; при размоле абразивных топлив производительность мельниц сни­жается примерно на 20%.

Среднеходные мельницы (СМ) изготовляются про­изводительностью 16 т/ч и разработаны с производи­тельностью 50 т/ч (трехвалковая мельница МВС-240) по каменному углю. При применении износостойких металлов (чугун 300Х13ГЗМ и др.) срок службы валков и размольных столов достигает 4000 и 6000 ч. Приме­нение СМ для размола каменных углей перспективно, в частности они освоены для паровых котлов с жидким шлакоудалением и прямым вдуванием пыли. Прове­ряется работа СМ в энергоблоке 300 МВт на экибастузском угле. Целесообразно применение также ролико­вых среднеходных мельниц производительностью 80— 100 т/ч по каменному углю.

Расход электроэнергии на пылеприготовление в за­висимости от вида угля и типа мельницы составляет, кВт-ч/т:

Вид угля Тип мельницы

Каменные угли (ГСШ) . . . 27—30 20—24 16—18

Бурые угли (подмосковный) 14—16 7—10 —

Мельницы-вентиляторы для размола мягких топлив (бурые угли, торф) освоены производительностью до 40 т/ч и разработаны производительностью до 60 т/ч (по лигниту с теплотой сгорания около 5000— 6000 кДж/кг) в системе пылеприготовления с газовой сушкой и пылеконцентраторами. Диаметр ротора круп­ных мельниц-вентиляторов достигает 3,3 м при ширине колеса 0,8 м; частота вращения 490 об/мин, окружная скорость 85 м/с.

В пылеприготовительных установках кон­тролируются, в частности, бесперебойное по­ступление топлива в мельницы, уровень пыли в бункерах (не менее 3 м для обеспечения ра­боты питателей); температура пыли в бунке­рах, исправность предохранительных клапа­нов.

Тягодутьевые машины

К тягодутьевым машинам относятся дымо­сосы и дутьевые вентиляторы. Для паровых котлов с наддувом на газомазутном топливе вместо дутьевых вентиляторов применяют воздуходувные машины. Дымососы при этом не требуются; их устанавливают пока как ре­зерв на время освоения паровых котлов с над­дувом.

Крупный паровой котел оснащают двумя дымососами и двумя дутьевыми вентилятора­ми. Подача дымовых газов параллельно рабо­тающими дымососами и воздуха дутьевыми вентиляторами должна обеспечивать полную производительность парового котла с запасом 10 %. Один дымосос и один дутьевой венти­лятор должны обеспечивать не менее поло­винной нагрузки паровых котлов, а при ис­пользовании тощего угля или АШ — не менее 70 %, полной нагрузки, при этом коэффициент избытка воздуха в пылеугольной топочной ка­мере обычно выбирают равным 1,15, в циклон­ных и двухкамерных топках—1,05—1,10, при газомазутном топливе— 1,05.

Сернистый мазут как основное топливо сжигают с избытком воздуха 1,02—1,03 в топ­ке при установке форсунок соответствующей конструкции, уплотнении топочной камеры, ав­томатизации процесса горения.

Присосы воздуха в газовом тракте парово­го котла от пароперегревателя до дымососа (золоуловителя) в соответствии с ПТЭ не дол­жны превышать 10 % при трубчатом и 20 % при регенеративном воздухоподогревателях, в электрофильтре 10%, в циклонах или мокрых золоуловителях 5 % теоретически необходи­мого количества воздуха.

Давление дымососов и дутьевых вентиля­торов выбирают с запасом 15%. Давление дымососов составляет обычно 3—5, дутьевых вентиляторов 4—7, воздуходувок 10—13 кПа.

Мощность N, кВт, потребляемая тягодутьевой машиной, определяется объемным расхо­дом среды V, м3/ч, давлением, создаваемым машиной, Н, кПа, КПД машины (в долях единицы):

N=VH /(3600 ). (12.6)

Дымососы и дутьевые вентиляторы имеют привод от электродвигателя, воздуходувки — от электродвигателя или турбины. Мощность двигателя выбирают с учетом инерции (махо­вого момента) ротора тягодутьевой машины при пуске ее. В расход энергии на приводной двигатель входят потери в нем, учитываемые его КПД. Дымососы и дутьевые вентиляторы при номинальной нагрузке паровых котлов должны иметь КПД не ниже 90 % максималь­ного его значения.

Работа центробежных дымососов и дутье­вых вентиляторов регулируется направляю­щими аппаратами с поворотными лопатками, а также двухскоростными электродвигателя­ми. Для дымососов осевого типа применяют направляющие аппараты и односкоростные электродвигатели. Дроссельное регулирование дымососов и дутьевых вентиляторов не до­пускается.

Температура воздуха перед воздухоподо­гревателем при сжигании сухих несернистых топлив должна быть не ниже 30°С, при сжи­гании влажных несернистых топлив (с приве­денным содержанием серы не менее 0,2%) она должна на 10 °С превышать точку росы водяных паров дымовых газов.

При сжигании сернистого мазута темпера­тура воздуха для защиты входных поверхно­стей нагрева воздухоподогревателя от низко­температурной коррозии должна быть не ни­же 60 °С перед регенеративным и не ниже 70 °С перед трубчатым воздухоподогревате­лем.

Воздух подогревают в калориферах, ис­пользуя теплоту пара из отборов главной тур­бины, а при установке турбовоздуходувок ис­пользуют также пар из их отборов или про­тиводавления.

Дутьевые вентиляторы и дымососы для тепловых электростанций выполняют преиму­щественно радиального типа, однако дымососы мощных энергоблоков выполняют осевого типа. Радиальные ма­шины имеют умеренные окружные скорости (до 100 м/с); шумовые характеристики их удовлетворитель­ные. В лучших радиальных машинах КПД достигает 89 при одностороннем и 85—87 % при двустороннем всасывании.

Радиальные вентиляторы с повышенным давлением, с турбоприводом и электроприводом, имеющими плав­ное изменение частоты вращения, сохраняют перспек­тивность применения для мощных паровых котлов, в частности работающих под наддувом. Основные до­стоинства осевых вентиляторов — высокая экономич­ность в широком интервале нагрузок, большая произ­водительность, компактность, более легкий пуск.

Современные крупные осевые вентиляторы имеют КПД до 91 %. Высокой подаче способствует, в частно­сти, возможность использования повышенных окружных скоростей. Подача и давление регулируются в широких пределах поворотом на ходу рабочих или направляю­щих лопаток. Недостатками осевых вентиляторов явля­ются усложненная конструкция ротора и направляющих аппаратов, повышенный уровень шума. При параллель­ной работе осевых машин требуется повышенный запас устойчивости.

Общая мощность приводов дутьевых вентиляторов и дымососов или высоконапорных вентиляторов (возду­ходувок) составляет до 1,5 % мощности энергоблока.

Составление полной (развернутой) тепловой схемы

Она включает все тепловое оборудование (как основное, так и резервное),трубопроводы всех видов, соединяющие все элементы станции, всю запорную и регулирующую арматуру.

Задачи:

-выбор схемы главных трубопроводов, их диаметра и количества параллельных линий, расстановка на них запорной и регулирующей арматур (паропроводы от ПК до турбины, паропроводы регенеративных отборов от турбины до регенеративных подогревателей и до внешних потребителей, трубопровод питательной воды от деаэратора до питательного насоса и ПК);

-выбор схемы вспомогательных трубопроводов (все дренажные, продувочные, трубопроводы добавочной воды, обратной сетевой воды, циркуляционной воды)

-выбор пусковых схем и трубопроводов, позволяющих обеспечить пуск паротурбинной установки из холодного состояния.