Вопросы для самопроверки по разделу 3
Основное оборудование паротурбинных ТЭЦ и его классификация по электрической мощности, назначению и количеству регулируемых отборов турбин, параметрам свежего пара после котла и перед и турбиной и т.д.
Основные установки паротубинных ТЭЦ и их назначение.
Особенности подпиточных установок современных ТЭЦ.
Цикл, схема и оборудование газотурбинной (ГТ) ТЭЦ.
Электрический КПД ГТУ и КПИТ ГТ ТЭЦ.
Цикл, схема и оборудование ПГУ с одноконтурным КУ.
Тепловая схема, основное оборудование и характеристики ПГУ-325 и ПГУ-450.
Тепловая схема энерготехологической ПГУ для доменного производства МК.
Сопоставление ТЭП паротурбинных, газотурбинных и парогазовых ТЭЦ России.
Тепловая схема и характеристики Билибинской АТЭЦ.
Тепловая схема и оборудование паровой котельной.
Тепловая схема и оборудование водогрейной котельной.
Тепловая схема и оборудование пароводогрейной котельной.
АСТ и АСПТ – котельные на ядерном топливе. Чем обусловлены замедленные темпы их внедрения?
Виды ВЭР и коэффициент их утилизации в промышленности. Тепловые ВЭР и принципиальные схемы их использования на предприятиях.
Классификация котлов-утилизаторов и энерготехнологических агрегатов промышленных предприятий.
Принципиальная тепловая схема энерготехнологической установки с комбинированным направлением использования тепловых ВЭР.
Раздел 4. Оборудование тпу
В источниках теплоснабжения принято выделять теплоподготовительные установки (ТПУ) для подготовки сетевой и подпиточной воды, водоподготовительные установки (ВПУ) для восполнения потерь пара и конденсата, а также конденсатные системы для сбора и возврата конденсата технологического пара и греющего пара теплообменного оборудования. Необходимо, особое внимание обратить: на методики расчёта паро- и водоводяных подогревателей, включая пластинчатые; особенности ВПУ для питательных и подпиточных установок; условия применения открытых и закрытых конденсатных систем
4.1. Теплобменное оборудование
В ТПУ (ТФУ) ТЭЦ применяются вертикальные (ПСВ) и горизонтальные сетевые подогреватели (ПСГ), а также водоводяные подогреватели -кожухотрубные и пластинчатые – подробнее см. § 7.2 [1].
4.2. Оборудование конденсатных систем
Сбор и возврат конденсата имеет важное значение для экономии затрат на исходную воду, химреагенты и теплоту при восполнении его потерь и потому влияет на общую экономичность системы теплоснабжения. Возврат конденсата особенно важен для ТЭЦ с высокими и сверхкритическими параметрами острого пара(≥ 13 МПа), поскольку сооружение и эксплуатация их водоподготовительных установок связана со значительными инвестициями и ежегодными затратами.
Основные пути совершенствования систем сбора и возврата конденсата заключаются: 1) в переходе от непосредственного смешением к поверхностному подогреву паром технологических продуктов в технологических аппаратах; 2) защите конденсата от загрязнений за счёт повышения герметичности поверхностных теплообменников; 3) наладке и техническом обслуживании конденсатоотводчиков в соответствии с установленным регламентом; 4) защите конденсатопроводов от внутренней коррозии (применение закрытых схем сбора конденсата с поддержанием в конденсатных баках избыточного давления 5 – 20 кПа за счет пара вторичного вскипания или подачи пара из паропроводов).
По указанным причинам преимущественно применяются закрытые (напорные) системы сбора и возврата конденсата с конденсатными насосами у потребителей. Применение открытых систем допускается только в условиях, исключающих внутреннюю коррозию конденсатопроводов, например, в системах сбора замасленного конденсата.
Затраты на восполнение потерь пара и конденсата на современных ТЭЦ могут составлять заметную часть себестоимости отпускаемой продукции, если доля возврата конденсата от собственных и сторонних потребителей невелика. Сокращение указанных затрат возможно за счёт сохранения на ТЭЦ конденсата пара из регулируемых П-отборов турбин. Это возможно при использовании паропреобразовательных установок (ППУ) – рис. 4.1.
ППУ состоит из пароперегревателей ПП 3, испарителей И 4 и охладителя конденсата греющего пара ОК 5. Умягчённая вода подогревается в охладителе продувки 6 испарителей, в подогревателе питательной воды 7 и после атмосферного деаэратора 10 догревается перед И в ОК.
Вторичный (насыщенный) пар после И перегревается в ПП и направляется на технологические нужды потребителей. Греющий пар из отбора П турбины поступает в ПП на перегрев вторичного пара и далее в И на испарение питательной воды.
Рис. 4.1. Схема паропреобразовательной установки ТЭЦ
1, 2 – трубопроводы греющего и вторичного пара; 3 – пароперегреватель; 4 – испаритель; 5 – охладитель конденсата; 6 – охладитель продувки; 7 – подогреватель питательной воды ППУ; 8 – питательный насос ППУ; 9 – трубопровод пара от коллектора собственных нужд; 10 – деаэратор ППУ
Конденсат греющего пара после ОК отводится в систему регенерации турбин ТЭЦ. В качестве греющего пара в деаэраторе 10 и подогревателе 7 целесообразно использовать вторичный пар, отбираемый после И, а деаэратор 10 одновременно использовать для подпитки тепловых сетей.
Давление греющего пара должно превышать давление вторичного пара на 0,2-0,35 МПа, что сопровождается соответствующим снижением выработки электроэнергии. Поэтому использование ППУ экономически оправдано в том случае, когда соответствующие инвестиции и потери от недовыработки электроэнергии окупаются экономией затрат, получаемой в результате замены обессоленной воды на умягчённую (в том числе замены пара от коллектора собственных нужд на деаэратор ППУ 10 вторичным паром).