Лекции по ТМ и ВО ТЭС

и дырчатые паропро мывочные листы — из коррозионно-стойкой стали

(1X13).

Испаритель оборудован устройствами контроля за уровнем воды в корпусе, конденсата греющего пара в греющей секции и уровнями воды над паропромывочными дырчатыми листами.

Для повышения эффективности теплообмена в греющей секции из нижней части межтрубного пространства предусмотрен перепуск в паровое пространство неконденсирующихся газов и воздуха.

2. Схема включения испарителей

При использовании испарителей для получения добавочной воды цикла конденсационных электростанций включение их в тепловую схему производится по схеме «без потерь потенциала» (рис. 2).

Рис. 2. Схема включения испарителя в тепловую схему блока «без потерь потенциала»: И — испаритель; КИ — конденсатор испарителя; П1, П2 — подогреватели низкого давления; 1 — подвод греющего пара из отбора турбины; 2 — отвод вторичного пара в КИ; 3 — подвод питательной воды; 4 — продувка; 5 — отвод конденсата греющего пара

В соответствии с этой схемой греющим паром испарителя является часть пара одного из регенеративных отборов турбины. Вторичный пар отводится в конденсатор испарителя, установленный в схеме перед регенеративным подогревателем, пар которого используется в качестве греющего. Конденсатором испарителя служит обычно дополнительно устанавливаемый теплообменник. В этом случае не происходит вытеснения пара регенеративных отборов и тепловая экономичность не нарушается.

При проектировании тепловой схемы электростанции предполагаемые потери пара и конденсата на электростанции известны, и необходимо правильно выбрать размеры испарителя, его конденсатора и определить их место в регенеративной схеме турбоустановки.

Производительность испарительной установки, включенной в соответствии со схемой рис. 2, определяется путем совместного решения уравнений теплового баланса для испарителя и конденсатора испарителя

где iвт", iвт' — энтальпии пара и его конденсата при давлении вторичного пара; iо.к1, iо.к2, iп.в — энтальпии основного конденсата на входе

и выходе из конденсатора испарителя и питательной воды испарителя

соответственно; Dи — производительность установки, равная потерям пара и конденсата в цикле электростанции, кг/с; Dо.к — расход основного конденсата через конденсатор испарителя, кг/с; κи—коэффициент теплопередачи в испарителе, Вт/{м2 ·°С); tи — температурный напор в испарителе, °С; Fи — поверхность нагрева испарителя, м2; р — продувка

испарителя, ηк.и — КПД конденсатора испарителя, учитывающий потери теплоты в окружающую среду.

Решение уравнений (4.1) позволяет определить энтальпию конденсата вторичного пара

где tгрн — температура насыщения греющего пара, °С; κк.и, Fк.и — коэффициент теплопередачи в конденсаторе испарителя и его поверхность соответственно.

По найденному значению iвт' однозначно определяются остальные параметры' вторичного пара, и по одному из уравнений (1) определяется производительность испарительной установки.

При включении установки в различные регенеративные отборы турбины параметры греющего пара, а также количество и температура основного конденсата на входе в конденсатор испарителя будут различны. Различными будут производительность испарительной установки и затраты на нее. Наиболее экономичной работа установки будет при оптимальном

последующим уточнением по данным промышленных испытаний в пределах

κи = 2200÷2500 Вт/(м2 · ºС), а κк.и = 3000÷3200 Вт/(М2·ºС).

3. Включение испарительных установок в тепловую схему ТЭЦ

При эксплуатации теплофикационных турбин меняются тепловые и электрические нагрузки. При этом изменяется также и количество основного конденсата, проходящего через подогреватели низкого давления (т. е. в местах, где может быть установлен конденсатор испарителя), следовательно, производительность испарительной установки также не будет оставаться неизменной. В условиях максимального отпуска теплоты ее будет явно недостаточно для восполнения внутренних потерь пара и конденсата в цикле.

На рис. 3 приведена схема включения испарительной установки в систему подогрева сетевой воды теплофикационной турбины.

Рис. 3. Схема включения испарительной установки в систему подогрева сетевой воды теплофикационной турбины

И — испаритель; КИ — конденсатор испарителя; СП1 — верхний сетевой подогреватель; СП2 — нижний сетевой подогреватель; 1 — подвод греющего пара от верхнего или нижнего регулируемого отбора; 2 — отвод вторичного пара; 3 — подвод питательной воды; 4 — продувка; 5 — отвод конденсата греющего пара; 6, 8 — подвод сетевой воды к КИ и отвод ее при работе испарителя от пара нижнего регулируемого отбора; 7, 9 — подвод сетевой воды к КИ и отвод ее от него при работе испарителя от пара верхнего регулируемого отбора

Здесь в качестве греющего пара используется пар, направляемый в сетевой подогреватель, а конденсация вторичного пара происходит потоком сетевой воды. Так как поток сетевой воды существенно выше потока основного конденсата в регенеративной системе и расход греющего пара на испаритель может быть значительно выше расхода пара при установке его в регенеративной системе, то производительность испарительной установки в этом случае оказывается в несколько раз больше достигаемой при включении ее в регенеративную систему. При этом поверхности нагрева испарителя и конденсатора испарителя должны быть достаточно большими. Обычно

используются испарители с поверхностью 1000 м2 и конденсаторы ПСВ-1200 или ПСВ-1500.

Испарители на ТЭЦ могут использоваться также для отпуска пара промышленным потребителям, выполняя функции паропреобразователя. В этом случае они подключаются к промышленному отбору турбины или к выхлопу пара из проточной части (для турбин с противодавлением). Целесообразность такого применения испарителей обусловлена, прежде всего тем, что отпуск пара от ТЭЦ связан, как правило, с потерей его конденсата. Установка испарителей позволяет сохранить конденсат отбираемого из турбины пара в цикле электростанции. По сравнению с прямым отпуском пара потребителям при установке испарителей имеет место недовыработка электрической энергии турбогенератором. Однако в ряде случаев такой способ отпуска пара является единственно приемлемым.

Всхемах отпуска пара с использованием испарителей предусматривается установка охладителей конденсата и пароперегревателей.

Впароперегревателях происходит перегрев вторичного пара испарителей за счет теплоты перегрева пара, отбираемого из турбины. В охладителе конденсата теплота конденсата греющего пара испарителя используется для подогрева питательной воды испарителя.

Производительность испарителей, применяемых для отпуска пара промышленным потребителям, определяется уравнениями (1), при этом параметры вторичного пара являются заданными, а температурный напор обычно принимается равным 8-10 °С.

Вряде случаев, когда требуются большие количества вторичного пара, используются многоступенчатые испарительные установки (рис. 4).

Рис. 4. Принципиальная схема многоступенчатой испарительной установки: И1—И6 - испарители первой — шестой ступеней; К1—К5 — дополнительные конденсаторы первой — пятой ступеней; К6 — конденсатор испарителя шестой ступени; 1 — подвод греющего пара от отбора турбины; 2 — подвод питательной воды; 3 — отвод конденсата греющего пара; 4 — продувка; 5 — отвод вторичного пара; 6 — отвод дистиллята

4. Расчет испарителей

В отличие от вышеописанных теплообменных аппаратов для испарителей кроме теплового расчета выполняется также расчет качества получаемого вторичного пара.

Тепловой расчет испарителей проводится, как правило, для уточнения принятого при определении оптимальной поверхности нагрева коэффициента теплопередачи и найденной поверхности нагрева.

Теплообмен от конденсирующегося пара к стенкам труб греющей секции может протекать при ламинарном или смешанном (в верхней части при ламинарном, в нижнем при турбулентном) течении пленки конденсата. Режим течения пленки определяется значением числа Рейнольдса на нижней кромке труб греющей секции. Это значение определяется из выражения

где v — кинематическая вязкость жидкости, м2/с; Hт — высота теплообменной поверхности труб, м; r - теплота парообразования при давлении насыщения греющего пара, Дж/кг; ρ — плотность жидкости, кг/м3;

При значении Re<100 средний коэффициент теплоотдачи от конденсирующегося пара с наружной поверхности труб греющей секции может быть определен из выражения

Re 100 63.2Pr3

Значения α1 определяемые формулами (4.7) и (4.8), всегда оказываются выше имеющих место в действительности. Это различие вызвано наличием термического сопротивления слоя накипи, окиси и шероховатости. Для испарителей, трубы которых выполнены из углеродистой стали, обычно принимают α1' = 0,67α1.

Интенсивность теплообмена при кипении движущейся жидкости внутри труб греющей секции можно рассчитывать по формуле

где Nuк — число Нуссельта в процессе теплообмена кипящей жидкости; Nu

— число Нуссельта для условий теплообмена при отсутствии кипения. В условиях, когда

значения Nuк = Nu коэффициент теплоотдачи от стенок труб к жидкости определяется из выражения

использованием выражений (9) или (10) необходимо знать скорость движения пароводяной смеси в трубах (скорость циркуляции). Расчет скорости циркуляции проводится графоаналитическим методом, при этом принимается несколько (три, четыре) значений скорости циркуляции w0 и для каждого из них определяются полезный напор и потери в подводящих линиях.

Коэффициент теплоотдачи от стенок труб к кипящей жидкости принимается также с учетом термического сопротивления оксидной пленки

на внутренней поверхности, т. е. 2 1/(1/ 2 Rокс).

При найденных значениях α1' и α2' коэффициент теплопередачи по отношению к внутренней поверхности труб греющей секции определяется из выражения

Качество вторичного пара, получаемого в испарителях, должно удовлетворять требованиям эксплуатации паротурбинных электростанций (или требованиям внешних потребителей). Задачей расчета является определение условий, при которых эти требования удовлетворяются.

Промывка пара в слое промывочной воды над дырчатым листом протекает эффективно. Количество примесей, не задержанных слоем промывочной воды, по отношению к общему количеству поступающих с паром составляет 8 — 12%. Однако столь высокая степень очистки пара достигается только при условиях гидродинамической устойчивости промывочного слоя воды над дырчатым листом.

Испарители с одноступенчатой промывкой пара в слое питательной воды применяются на электростанциях с барабанными котельными агрегатами, где требования к добавочной воде не столь высоки.

Для электростанций с прямоточными котлами применяются испарители с двумя ступенями промывки. Первая ступень промывки пара происходит в слое питательной воды, вторая — в слое конденсата. При этом обычно количество конденсата, подаваемого для промывки, составляет 3—4 % производительности испарителя.

Лекция 9.

12. Водогрейные котлы Водогрейные котлы, как и пиковые сетевые подогреватели,

используются на ТЭЦ в качестве пиковых источников теплоты при тепловых нагрузках, превышающих обеспечиваемую отборами турбин. Из техникоэкономических соображений максимальную тепловую нагрузку отборов теплофикационных турбин (αТЭЦ) выбирают из расчета покрытия 50 — 65 % максимума отопительной нагрузки, а остальное принимают на себя пиковые источники теплоты. Водогрейные котлы устанавливаются также в районных отопительных котельных, где используются в качестве основного источника централизованного теплоснабжения при отсутствии ТЭЦ. Водогрейные котлы могут также служить в качестве резервного источника теплоты для отопления при выходе из строя теплофикационных турбин и как замыкающий источник теплоснабжения в случае привлечения ТЭЦ к покрытию пиков электрической нагрузки путем получения дополнительной мощности за счет сокращения теплофикационных отборов и увеличения пропуска пара в конденсатор.

При разработке конструкций водогрейных котлов за основу принимается температурный график систем теплоснабжения (150—70 °С), но при теплопроизводительности выше 35 МВт (30 Гкал/ч) предусматривается возможность повышения температуры подогрева воды до 200 °С. Температура сетевой воды на входе в котел на различных режимах, обычно, составляет 70 — 120 оС. Во избежание низкотемпературной коррозии металла даже при малосернистом топливе температура воды на входе в пиковый водогрейный котел ограничивается значениями 56 — 60 °С, что в необходимых случаях обеспечивается рециркуляцией подогретой сетевой воды. При сернистом мазуте температура на входе должна быть не менее 110 °С.

Ввиду малого использования в течение года водогрейные котлы должны быть недорогими и по возможности простыми по конструкции. Поверхность нагрева состоит из топочных экранов и конвективного пучка труб, расположенного вне топки. Для котлов на твердом топливе при слоевом и камерном сжигании устанавливается трубчатый воздухоподогреватель с трубами 40 х 1,5 мм. Подогрев сетевой воды происходит при принудительном прямоточном ее движении.

Разработана унифицированная серия водогрейных котлов теплопроизводительностью 4,6; 7,6; 11,6; 23,2; 34,8; 58,2; 116 и 209 МВт (4; 6,5; 10; 20; 30; 50; 100 и 180 Гкал/ч) для работы на природном газе, мазуте и на твердом топливе. Котлы могут иметь башенную, горизонтальную, П- и Т- образную компоновки поверхностей нагрева и рассчитаны на две группы параметров: при температуре подогрева воды 150 °С давление за котлом 1,6 МПа, а при 200 °С — 2,5 МПа. Специализированным предприятием по выпуску водогрейных котлов является Дорогобужский котельный завод. Водогрейные котлы для газа и мазута изготовляются также Белгородским

(БелКЗ) и Барнаульским (БКЗ) котельными заводами, а котел ПТВМ-100 выпускался ПО ТКЗ.

Принятая шкала теплопроизводительности трех наиболее крупных водогрейных котлов соответствует теплопроизводительности теплофикационных отборов турбин мощностью 25, 50 и 100 МВт, что обеспечивает их блочную установку при αТЭЦ = 0,5.

Водогрейные котлы башенной компоновки работают с естественной тягой с индивидуальными металлическими дымовыми трубами на каркасе котлов для работы на газе и с отдельно стоящей для работы на мазуте. При установке на ТЭЦ применяется также отвод продуктов сгорания в дымовую трубу энергетических котлов. Котлы типов КВГМ (котел водогрейный газомазутный) и КВТК (котел водогрейный твердотопливный камерный) с П- и Т-образной компоновками снабжаются дымососами.

Котлы башенной компоновки (типа ПТВМ — пиковый теплофикационный водогрейный мазутный) оборудовались индивидуальными на каждую горелку дутьевыми вентиляторами (до 16 штук на котел) с регулированием теплопроизводительности отключением горелок и вентиляторов.

Такая система оказалась нерациональной из-за разброса характеристик вентиляторов, отражающегося на их параллельной работе. Котлы типов КВГМ и КВТК оборудуются одним общим дутьевым вентилятором на котел. Башенные котлы на естественной тяге при работе на мазуте из-за загрязнения и коррозии поверхностей нагрева обеспечивают не более 80 % номинальной теплопроизводительности. При работе на газе с естественной тягой и индивидуальными дымовыми трубами номинальная теплопроизводительность может быть достигнута только при расчетной температуре наружного воздуха, когда обеспечивается устойчивая самотяга при имеющейся высоте дымовых труб.

Несмотря на принимаемые меры (рециркуляция воды, ограничение минимальной температуры на входе) поверхности нагрева водогрейных котлов типа ПТВМ подвергаются интенсивной низкотемпературной наружной коррозии. Межтрубные пространства конвективных пучков при работе на мазуте забиваются вязкими отложениями, против которых дробеочистка неэффективна. Из-за расположения верхней части газоходов башенных водогрейных котлов на открытом воздухе при их остановке в зимнее время существует опасность замораживания воды в трубах и их разрыва. По этой причине ремонт котлов типа ПТВМ в периоды отрицательных температур наружного воздуха невозможен.

При выявленных недостатках башенных водогрейных котлов их дальнейший выпуск прекращен, и взамен разработана серия котлов новой конструкции с П- и Т-образной компоновками поверхностей нагрева.

На рис. 13 изображен газомазутный водогрейный котел типа КВ-ГМ- 180 теплопроизводительностью 209 МВт (180 Гкал/ч) изготовления БКЗ.

Котел имеет Т-образную газоплотную двухпоточную конструкцию. Топочная камера объемом 612 м3 переходит в две опускные конвективные

шахты. Радиационная поверхность нагрева 535 м2, а конвективная 4940 м2. Топочная камера отделена от конвективных шахт газоплотными экранами из труб 060 X 4 мм. Коллекторы экранов выполнены из труб 273 X 16 мм.

Рис. 13. Общий вид газомазутного водогрейного котла типа КВ-ГМ-180 теплопроизводительностью 210 МВт (180 Гкал/ч):

а — вид с фронта и поперечный разрез; б — продольный разрез по топке и по конвективной шахте; 1 — струйный аппарат для транспорта дроби; 2 — бункер дроби; 3

— одна из конвективных шахт; 4 — газоплотная разделительная стенка с экраном; 5 — поворотная камера; 6 — сборник дроби для дробеочистки; 7 — топочная камера; 8 — коллекторы; 9 — газомазутные горелки

Змеевики конвективной поверхности нагрева из труб 032 X 3 мм состоят из верхних и нижних полусекций, размещенных с разрывом около 600 мм. Материал труб всех поверхностей нагрева — сталь 20. Бескаркасная облегченная обмуровка толщиной около 110 мм крепится на экранных трубах. Газомазутные горелки механического типа расположены на боковых сторонах топочной камеры ниже конвективных шахт на одной высоте по три с каждой стороны.

При работе на мазуте удаление золовых отложений с конвективных поверхностей нагрева производится дробеструйной установкой. Внизу конвективных шахт имеются бункера для сбора дроби. Подача дроби из

бункеров в сборники над котлом осуществляется сжатым воздухом от ротационной воздуходувки.

Котел оборудован одним дымососом с напором 1100 Па и мощностью привода 366 кВт и одним дутьевым вентилятором с напором 5200 Па при мощности электродвигателя 630 кВт.

При работе на газе tух = 175 °С и ηка = 91,5 %, при работе на мазуте tух

= 195 °С и ηка = 91,0 %. При установке на ТЭЦ для работы в пиковом режиме (110—150 °С) применяется одноходовая схема движения сетевой воды. Сетевая вода с номинальным расходом 1225 кг/с (4420 т/ч) поступает во входной коллектор Ø720 X 12 мм и разделяется на два параллельных потока. В каждом потоке вода проходит параллельно через экранные и конвективные поверхности нагрева и собирается в выходной камере котла.

В основном режиме (70 — 110°С) расход воды вдвое меньше и применяется двухходовая, последовательная схема движения воды через поверхности нагрева левой и правой сторон котла.

Лекция №10

1. Трубопроводы

1.1. Категории, материал и сортамент трубопроводов

Трубопроводы подразделяются на четыре категории в порядке убывающих параметров. Трубопроводы перегретого пара первой категории изготовляются из бесшовных высококачественных стальных труб по особым техническим условиям. Трубопроводы остальных категорий можно изготовлять из стандартных бесшовных и сварных труб. При выборе трубопроводов пользуются понятиями рабочего, условного и пробного давлений.

Рабочее давление рраб, МПа, - наивысшее давление, при котором допускается работа трубопровода и его деталей при рабочей температуре среды.

Понятие условного давления русл в основном связано с арматурой и с фасонными элементами трубопроводов (фланцы, тройники, корпуса арматуры и др.), при конструировании которых целесообразно максимально унифицировать детали, чтобы они могли быть использованы для различных изделий и для различных условий работы. Условное давление характеризует ступени прочности различных видов трубопроводных изделий и служит основой для их стандартизации, для выбора материала и конструкций изделий в зависимости от параметров среды.

ГОСТ предусматривает разделение трубопроводных сталей на 9 групп, каждая из которых имеет свою градацию температурных ступеней в соответствии с механическими свойствами при различных температурах. Для арматуры при первой, наиболее низкой ступени температур (<200°С) рабочее давление равно условному. При более высоких температурах значения рабочих давлений ниже условного. ГОСТ установлен следующий ряд