0Сновы выбора и расчета принципиальной тепловой схемы тэс

П ринципиальная тепловая схема (ПТС) электростанции определяет основное содержание технологического процесса преобразования тепловой энергии на электростанции. Она включает основное и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, участвующее в осуществлении этого процесса и входящее в состав пароводяного тракта электростанции.

На чертеже, изображающем ПТС показывают теплоэнергетическое оборудование вместе с линиями (трубопроводами) пара, воды, конденсата и других теплоносителей, связывающими это оборудование в единую установку. ПТС изображается обычно как одноагрегатная и однолинейная схема, одинаковое оборудование изображается на схеме условно 1 раз: линии технологической связи одинакового назначения также показывают в виде одной линии, т.е. каждый элемент данного рода показывают в ПТС один раз. Принципиальная тепловая схема КЭС ввиду блочной структуры электростанции является ПТС энергоблока. В ее состав входят, кроме основных агрегатов и связывающих их линий пара и воды: регенеративные подогреватели высокого и низкого давления, деаэратор питательной воды, трубопроводы отборного пара к подогревателям, питательная установка, включающая обычно питательные и бустерные насосы и их привод, конденсатные и дренажные насосы, блочная обессоливающая установка. На первых энергоблоках КЭС принято устанавливать сетевую подогревательную установку для отопления зданий жилого поселка и служебных помещений электростанции. В зависимости от вида сжигаемого топлива в тепловую схему включают: калориферную установку предварительного подогрева котельного воздуха на отборном паре или с использованием горячего конденсата ПНД; линии отвода пара на разогрев топлива и на его предварительную просушку. При составлении ПТС решают вопрос о схеме отвода дренажей греющего пара (каскадную или с дренажными насосами), о наличии в регенеративных подогревателях охладителей пара и дренажа, об использовании в деаэраторах питательной воды постоянного или скользящего давления и выборе этого давления, об использовании протечек пара из уплотнений роторов турбины, стопорных и регулирующих клапанов, протечек уплотнений питательных и бустерных насосов в системе регенеративного подогрева воды.

ПТС ТЭЦ имеет ряд особенностей по сравнению с ПТС КЭС. Для ТЭЦ с однотипными турбоагрегатами (чаще всего типа Т) составляют схему данной турбоустановки. На ТЭЦ с промышленной и отопительной нагрузкой часто устанавливают теплофикационные турбоагрегаты двух или трех различных типов (ПТ, Р, Т), технологически связанные между собой. Общими являются линии промышленного отбора пара турбин ПТ и Р, линии обратного конденсата внешних потребителей, добавочной воды, подпиточной воды тепловой сети. Сетевые подогревательные установки выполняют индивидуальными у каждого турбоагрегата Т и ПТ, а магистрали прямой и обратной сетевой воды и пиковые водогрейные котлы являются общими для всей ТЭЦ. В схеме с разнотипными турбоустановками предусматривают преимущественно один тип паровых котлов, а теплофикационные турбоагрегаты на сверхкритических параметрах пара работают по блочному принципу. При проектировании ТЭЦ необходимо в результате расчета ПТС уточнить состав ее основного и вспомогательного оборудования в соответствии с заданными значениями электрической и тепловой нагрузки.

Основная цель расчета ПТС проектируемого конденсационного энергоблока (электростанции) заключается в определении технических характеристик теплового оборудования (расходов пара, воды, топлива) и энергетических показателей электростанции и её частей (КПД и удельных расходов теплоты и топлива). ПТС при проектировании рассчитывается при максимальной (номинальной) мощности электростанции Н_Э. Эта величина является исходной в данном расчете и определяет выбор оборудования электростанции. Расчет выполняется в определенной последовательности.

Первый этап расчета заключается в определении состояний водяного пара в ступенях турбины. Для этого строят процесс работы пара в турбине в h,S-диаграмме.

Для построения используются значения начального давления и температуры пара перед турбиной, давления и температуры промежуточного перегрева пара, конечного давления отработавшего пара в конденсаторе турбины. Необходимо знать значения внутреннего относительного КПД отдельных отсеков турбины. Давление пара в регенеративных отборах турбины на данном этапе определяют по результатам оптимального распределения регенеративного подогрева воды.

Второй этап расчета 114 ⁰С носит подготовительный характер и имеет целью составление сводной таблицы параметров пара и воды в турбоустановке. Её составляют по результатам построения рабочего процесса пара в турбине и на основании расчета оптимального распределения регенеративного подогрева воды между ступенями. При этом давление первого отбора пара из ЦВД выбирают в зависимости от технико-экономического обоснования температуры питательной воды. Вторым регенеративным отбором является отбор из противодавления ЦВД, из холодной линии промежуточного перегрева. В 3 подогреватель поступает пар с наибольшим перегревом. Далее определяют следующие значения: 1) подогрев воды в питательном насосе; 2) доли расхода питательной воды; 3) доли расходов пара на ПВД из ЦВД турбины; 4) внутреннего абсолютного КПД условной конденсационной турбины, состоящей из одного ЦВД; 5) разности между энтальпией пара на входе в ЦСД и энтальпией пара в индифферентной точке. Далее определяют параметры пара в индифферентной точке и распределяют подогрев воды в ступенях 3,4.....z по геометрической прогрессии. По температурам основного конденсата и питательной воды за регенеративными подогревателями и значениям недогрева в них определяют температуру насыщения t_н и давление греющего пара перед подогревателями Р . Учитывая падение давления в паропроводах от турбины до подогревателя в размере 5-7% от давления пара в отборе, устанавливают давление пара в отборах турбины. После этого завершают построение процесса работы пара в турбине.

Третий этап расчета ПТС заключается в составлении соотношений материальных балансов потоков пара, конденсата и воды. Паровой баланс турбины:

D₀ = ΣD_r + ΣD_у + ΣD_i + D_к , где

D₀ - расход свежего пара на турбину, кг/ч;

ΣD_r - расход пара регенеративных отборов, кг/ч;

ΣD_у - расход пара протечек через уплотнения, кг/ч;

ΣD_i - расход пара на подсушку топлива, привод питательных насосов и воздуходувок, подогрев топлива, кг/ч;

D_к - пропуск пара в конденсатор, кг/ч.

Пар после промежуточного перегрева возвращается полностью в турбину, а потери пара и воды от утечек через неплотности и по другим причинам D_ут условно относят к регенеративным отборам пара или к потоку конденсата.

Паровой баланс парогенератора: D_пг = D₀ + D_ут

Баланс питательной воды барабанного парового котла : D_пв = D_пг + D_пр

Баланс питательной воды прямоточного парового котла : D_пв = D_пг

Баланс добавочной воды определяется потерями рабочего тела - внутренними и внешними:

D_дв = D_ут + D , где

D - потеря продувочной воды, кг/ч барабанного котла, = 0 у прямоточного котла.

Целесообразно устанавливать на энергоблоках КЭС сетевые подогреватели для отпуска теплоты на отопление жилого поселка и помещений станции. В этом случае по заданному значению отопительной нагрузки Q_от определяют расходы пара на верхнюю и нижнюю ступени сетевой установки. Подогрев воды в этой установке принимают 70 до 130 ⁰С, распределяя его примерно поровну между ступенями. Для питания паром этих подогревателей подбирают отборы с соответствующими давлениями и с учетом недогрева воды в подогревателях на 3-7 ⁰С.

Четвертый этап расчета заключается в составлении и последовательном и совместном решении уравнений теплового баланса теплообменников ПТС с целью определения долей расходов пара на них и уточнения некоторых параметров схемы.

Расчет подогревателей регенеративной системы проводят начиная с верхних отборов (группа ПВД) с дальнейшим переходом к группе ПНД.

Группа ПВД: Подогреватели рассчитывают, начиная с ПВД1, а затем переходят к расчету тепловых балансов ПВД2 и ПВДЗ, учитывая каскадный слив дренажей греющего пара вплоть до деаэратора питательной воды. Определяют долю отбора пара на приводную турбину питательного насоса.

При расчете смешивающих подогревателей, каким является деаэратор, следует использовать уравнения

материального и теплового балансов, из которых определяют долю отбора пара, а затем долю подвода воды. В уравнениях балансов деаэратора необходимо учитывать все потоки пара и воды подводимые к нему и отводимые от него:

,

D_Д и D_ДУ, i_Д и i_ДУ – соответственно расход и энтальпии греющего пара из отбора и уплотнений турбины;

- расход и энтальпия дренажей сливаемых в деаэратор из ПВД 3;

- расход энтальпий основного конденсата на в ходе в деаэратор;

- отвод пара из деаэратора на уплотнения турбины и эжекторные установки и его энтальпия;

- расход и энтальпия воды на выходе из деаэратора..

Группа ПНД. Дренаж из нижней ступени ПНД 7 сливается в линию основного конденсата перед конденсатным насосом. Конденсат греющего пара ПНД 6 перекачивается в смеситель СМ1 на линии основного конденсата.

Расход пара на ПНД7:

D₇+D_оэ +D_оу +D^п _к +D_дв =D_к7 =D_кд –D₄ –D₅ –D₆;

и D₇ ∙i₇ +D_оэ ∙i_э + D_оу ∙i_у + D^в_к ∙i^/_к = (D_кд –D₄ –D₅ –D₆) ∙i^в_п7, где

D_оэ и D_оу – расходы пара на охладители эжекторов и уплотнений;

D^в_к – Расход воды (конденсата) из конденсатора;

D^п _к – пропуск пара в конденсатор;

D_дв – расход добавочной воды.

Расчет проводят в зависимости от типа подогревателя (поверхностный или смешивающий) с учетом имеющихся смесителей. В итоге определяют расходы пара на регенеративные подогреватели, количество конденсата, поступающего из конденсатосборника конденсатора главной турбины.

Пятый этап. Контроль материального баланса пара и конденсата уравнением D^в_к = D^п _к + D_дв (расхождение не более 0,3 %).

Шестой этап. Энергетическое уравнение и определение расходов пара и воды составляется для определения расхода пара на турбину D₀. При определении учитывают регенеративные отборы, отводы пара на уплотнения, приводные турбины, и другие цели, а также возврат пара в промежуточные ступени.

Седьмой этап.

Определяют:

Расход теплоты на турбоустановку кДж/ч:

Q_ту = D₀∙ (i₀ –i_пв ) +D_пп∙ (i_пп –i⁰_пп ) –D_дв∙ (i_пв-i_дв), где D_пп= D₀- D₁- D₂ – пропуск пара через промежуточный перегреватель.

Удельный расход теплоты на турбоустановку кДж/(кВтч):

;

Эффективную мощность на валу приводных турбин питательного насоса и воздуходувки (для паровых котлов с наддувом) кВт;

КПД турбоустановки: ;

Тепловую нагрузку парового котла кДж/ч: Q_пг= D_пг ∙ (i_пг – i_пв) + D_пп ∙ (i^г_пп – i^го_пп);

Количество тепла топлива на энергоблок: ;

КПД электростанции брутто; КПД нетто ;

Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии: где

Q^ру_н =29300 кДж/кг – теплота сгорания условного топлива.

№ 62