Лекция 3. Выбор вспомогательного оборудования Выбор вспомогательного оборудования турбинных и парогенераторных установок

Турбинные установки

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 бустерные (предвключенные) насосы, также с электроприводом.

В энергоблоках с давлением пара 24,0 МПа, мощностью 300 МВт в Советском Союзе 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.

На изолированных электростанциях не­блочной структуры рабочие питательные насо­сы должны обеспечивать полную подачу воды на все установленные паровые котлы, кроме того, должно быть не менее двух резервных турбонасосов.

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

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.

На изолированных электростанциях не­блочной структуры рабочие питательные насо­сы должны обеспечивать полную подачу воды на все установленные паровые котлы, кроме того, должно быть не менее двух резервных турбонасосов.

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

Рис. 3.1. 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. 3.1) давление питательной воды после насоса должно соста­вить, МПа:

где с учетом работы предохранительных кла­панов наибольшее допустимое давление в па­ровом котле ; — рабо­чее давление в паровом котле, МПа; — высота подъема воды от оси питательного на­соса до уровня воды в барабане, м; — сред­няя плотность питательной воды в напорных линиях, кг/м³; — суммарное гидравличес­кое сопротивление оборудования (регенера­тивных подогревателей высокого давления, напорных трубопроводов с арматурой, экономай­зера парового котла и др.); — ускорение свободного падения, м/с². Скоростным напо­ром на входе воды в барабан парового котла пренебрегаем.

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

,

где — давление в деаэраторе, МПа;— гидравлическое сопротивление трубопроводов, подводящих воду из деаэратора к насосу, с арматурой, МПа;—^; высота уровня воды в деаэраторном баке относительно оси пита­тельного насоса, м. Значение выбирают из условия предотвращения вскипания воды на входе в питательный насос и явлений кавита­ции в насосе; на современных электростанци­ях Советского Союза для различных конструк­ций питательных насосовм;— 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:

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;— суммарное сопротивление напорного и вход­ного трактов питательной воды, МПа.

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

,

где — давление пара на выходе из парового котла, МПа; р₀ — давление пара перед турбиной; — потеря давления в паропроводе от парового котла до турбины; МПа — гидравлическое сопротив­ление парового котла; Н_н — высота подъема воды от оси питательного насоса до верхней точки трубной системы парового котла, м; —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 но 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 (примерит 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 поимущественно 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:

где — давление в конденсаторе турбины;h_к — высота подъема конденсата от уровня его в конденсатосборнике конденсатора до уровня в деаэраторном баке, м; — средняя плотность конденсата в его тракте;— 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 ПВД.

Во всех указанных энергоблоках, за ис­ключением энергоблока c 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.

Выбор емкостей баков

1. Баки запаса питательной воды или аккумуляторы деаэраторов, выбираются на ёмкость баков.

На блочных КЭС баки должны обеспечивать 5 минут работы при номинальной нагрузке блока. На не блочных ТЭЦ – на 15 минут работы при номинальной нагрузке парового котла.

2. Баки запаса обессоленной воды.

Располагаются вне главного здания. На блочных КЭС объём баков рассчитан на 40 минут работы при (не менее 6 тыс.).

На не блочных ТЭЦ – на 60 минут работы при (не менее 3 тыс. ).

Количество баков должно быть не менее двух.

Назначение: хранение обессоленной воды, сливаемой из котлов тепловой схемы при ремонтах.

3. Дренажные баки.

Объём баков должен быть 15 . На блочных станциях устанавливают по одному баку на каждый блок. На не блочных станциях – один бак на две – три турбины.

Назначение: дренажные баки используют для сбора чистых дренажей из разных источников тепловой схемы.

4. Баки сбора загрязнённых вод.

К загрязнённым водам относят: воды обмывки котельных агрегатов, с мазутонасосных, с ХВО.

Объём баков должен быть не менее 10 .

Устанавливают по одному баку загрязнённых вод в турбинном и котельном цехах, мазутохозяйстве и цехе водоподготовки.

Котельные установки

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 за рубежом, а в последнее время и в СССР для размола каменных углей применя­ют среднеходные мельницы.

Размол мягких бурых углей и торфа про­изводят также в мелющих вентиляторах (МВ). 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-400/800) также применяют косозубые шестерни, частота враще­ния составляет n=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 пылеси-стемы работают с избыточным давлением, создаваемым основным дутьевым вентилятором или вентилятором го­рячего дутья. Тонина помола регулируется шиберам» или створками при постоянном расходе воздуха в пы-лесистеме.

Продолжительность работы бил при размоле у ало-абразивных 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-24Ф} по каменному углю. При применении износостойких металлов (чугун 300Х13ГЗМ и др.) срок службы валков 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 г/ч то 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 соответствии с Правилами технической эксплуа­тации электростанций температура сушильного агента на установках с бункерами пыли на выходе из мельни­цы не должна превышать, "С:

Вид угля Сушильный агент Каменный Экибас-

Тощий Бурый тузский

Воздух 130 70 110

Смесь воздуха с дымовыми газами — 80 110

В установках с непосредственной подачей пыли (без бункера) эта температура не должна превы­шать, °С:

Вид топлива

Сушильный агент Каменный

Тощий Бурый Фрезерный

уголь уголь торф

Воздух 130 100 80

Смесь дымовых газов и воз­- духа 170 140 120

Температура горячего воздуха для подачи в топку пыли не ограничивается, но темпера­тура пылевоздушной смеси перед горелками при выходе летучих в каменных углях 15 %, и более должна быть не выше 160°С.

Для антрацитов температура горячего воз­духа по условиям взрывобезопасности не ог­раничивается.

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 з место 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, H, кПа, КПД машины (в долях единицы):

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 Советского Союза 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.

Экономичное регулирование радиальных вентилято­ров затруднено; при обычном регулировании направ­ляющими аппаратами КПД вентилятора уже при 80 % номинальной нагрузки снижается до 60—65 %. Приме­нение двухскоростных электродвигателей повышает эко­номичность при малых нагрузках, но снижает КПД при номинальной нагрузке, так как КПД двухскоростного электродвигателя на 2—4 % ниже, чем односкоростного. Рабочие колеса крупных радиальных машин имеют большой маховой момент, что затрудняет пуск и тре­бует увеличения мощности электродвигателя.

Рис. 3.2. Безразмерные характеристики радиальной осевой тягодутьевых машин с регулированием направляющими лопатками энергоблока 300 МВт.

Рис. 3.3. Зависимость КПД модельного осевого дутье­вого вентилятора (воздуходувки) ЦКТИ для энерго­блока 300 МВт при разных способах регулирования: / — регулирование изменением частоты вращения; 2 — регули­рование рабочими лопатками;4— регулирование направляющи­ми лопатками

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.

Осевые машины в качестве дутьевых вентиляторов с расходом среды до 2000-10³ м³/ч и давлением до 10 кПа и дымососов крупных энергоблоков весьма пер­спективны.

Для энергоблоков 300—1200 МВт требуются венти­ляторы для расхода воздуха (600—2000)-10³ м³/ч с давлением около 5 кПа при уравновешенной тяге и около 10 кПа при работе с наддувом. Мощность при­вода таких вентиляторов достигает соответственно 800—3500 и 1500—7000 кВт.

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

На рис. 3.2 показаны безразмерные характеристи­ки радиального дутьевого вентилятора (кривые а) и осевого дымососа (кривые б) энергоблока 300 МВт с регулированием направляющими лопатками по данным испытаний. Как видно, подача и область режимов с вы­соким КПД гораздо больше у осевой машины.

На рис. 3.3 показано изменение КПД модельного осевого двухступенчатого вентилятора-воздуходувки ЦКТИ для парового котла с наддувом энергоблока 300 МВт в зависимости от расхода воздуха при разных способах регулирования (кривые 1, 2, 4). Исследование КПД проводилось на экспериментальном стенде ЦКТИ.

Водоподготовка

В соответствии с нормами проектирования на электростанциях без внешних потерь кон­денсата с начальным давлением пара 9 МПа выше применяют химическое обессоливание исходной добавочной воды, если общее содер­жание анионов сильных минеральных кислот (SO₄+Cl+NO₃+NO₂) в исходной воде мень­ше 7 мг-экв/кг, или ее дистилляцию в испари-тльной установке при более высоком содер­жании анионов.

При начальном давлении пара 13,0 МПа и выше и суммарном содержании анионов силь­ных кислот не более 12 мг-экв/кг испарительная установка должна дополняться установкой химического обессоливания при любом типе паровых котлов.

На ТЭЦ с внешними потерями конденсата яра начальном давлении пара 13,0 МПа при­меняют химическое обессоливание, при давлении 9 МПа — химическую очистку добавочной воды. При начальном давлении пара ниже 9 МПа применяют упрощенные методы хими­ческой очистки добавочной воды.

В качестве исходной добавочной воды рекомендуется применять воду артезианских скважин, если она не хуже воды открытого водоема. Использование воды из оборотной сис­темы водоснабжения конденсаторов турбин допускается при соответствующем технико-экономическом обосновании.

Для конденсационных электростанций и отопительных ТЭЦ расчетный расход очищенной добавочной воды (обессоленной или дис­тиллята) принимают равным 2 % производи­тельности устанавливаемых паровых котлов. Предусматривается, кроме того, дополнитель­ная производительность обессоливающей уста­новки при прямоточных паровых котлах в следующих размерах: 50 т/ч при энергоблоках 200 и 300 МВт, 75 т/ч при 500 МВт и 125 т/ч при 800 МВт.

Для КЭС с барабанными паровыми котлами дополнительную производительность обессоливающей установки принимают равной 25 т/ч. На ТЭС с мазутным топливом расчетную производительность обессоливающей ус­тановки увеличивают на 0,15 т/ч на каждую тонну сжигаемого мазута.

Воду для испарителей подготавливают в предочистке в катионитовых фильтрах обессоливающей установ­ки. Подпиточная вода закрытых тепловых сетей очи­щается посредством противоточного Nа-катионирования с предочисткой.

У каждой турбины электростанции с прямоточными паровыми котлами предусматривается установка для обезжелезивания и обессоливания 100 % конденсата, выходящего из конденсаторов. Конденсат турбин ТЭС с барабанными паровыми котлами обессоливают лишь при охлаждении конденсаторов морской водой.

Дистиллят испарителей электростанции с прямоточ­ными паровыми котлами обессоливается в конденсатоочистках турбин.

На электростанциях с прямоточными паровыми кот­лами предусматриваются также обезжелезивание и обессоливание конденсата сетевых подогревателей и ка­лориферов. Температура такого конденсата перед анио-иитовыми фильтрами не должна превышать 40 ^СС и кратковременно 50 °С.

Питательную воду паровых котлов давлением 10 МПа и выше обрабатывают аммиаком и гидразингидратом.

Внутренние поверхности баков деаэрированной во­ды, запаса и сбора конденсата должны иметь защитные покрытия.

На ТЭС блочной структуры общий дополнительный запас обессоленной воды в баках без давления, уста­навливаемых вне зданий, принимается из расчета 40-минутного расхода воды при максимальной нагруз­ке, но не менее 6000 м³.

Для каждого энергоблока устанавливают один дре­нажный бак вместимостью 15 м³ с двумя насосами; на ТЭС неблочной структуры такой блок устанавливают на две-три турбины. На каждые четыре — шесть па­ровых котлов устанавливают один бак вместимостью 40—60 м^э для слива воды с одним насосом.

На электростанциях предусматриваются аппарату­ра, насосы, трубопроводы и т. п. для предпусковых и эксплуатационных водно-химических промывок, а так­же устройства для предупреждения стояночной корро­зии паровых котлов, турбин и прочего оборудования и трубопроводов.