Уравнение теплового баланса подогревателя питательной воды

Регенеративный подогрев питательной воды на тэс 3

Главная > Документ

Регенеративный подогрев питательной воды на ТЭС 3

Влияние регенерации на КПД станции 3

Расход пара в отборы турбины на регенерацию 5

Уравнение теплового баланса подогревателя 6

Расход пара на турбину с регенерацией 6

Удельный расход пара на турбину с регенерацией 7

Распределение регенеративных отборов в турбине 8

Распределение регенерации для турбин с промперегревом 10

Оптимальная температура питательной воды 11

1) Теоретическая оптимальная температура питательной воды 11

2) Экономическая оптимальная температура питательной воды 12

Недогрев питательной воды до температуры насыщения в регенеративных подогревателях 12

Схемы регенеративного подогрева 14

Схема с подогревателями смешивающего типа 14

Узловая схема подогревателя смешивающего типа со сливом дренажа после себя 14

Схема слива дренажей до себя 15

Каскадная схема слива дренажей 16

Совершенствование схемы каскадного слива охладителей дренажа 16

Охладители пара отборов 18

Выносные охладители пара 19

Схема «Виолен» 19

Схема Рикора – Некольного 19

Реальная схема регенеративного подогрева, применяемая на ТЭС. 20

Конструкции регенеративных подогревателей 22

Конструкция ПНД 22

Конструкция ПВД 23

Материальный баланс рабочего тела в цикле станции 26

Восполнение потерь пара и воды на ТЭС 27

Химический метод подготовки добавочной воды 27

Термический метод обессоливания добавочной воды 28

Многоступенчатые испарительные установки 29

Трёхступенчатая схема с последовательным питанием испарителей 30

Многоступенчатое испарение установки мгновенного вскипания 31

С потерей тепловой экономичности турбинной установки 33

Без потери тепловой экономичности 33

Тепловой расчёт испарительной установки 35

Уравнение теплового баланса КИ 36

Отпуск тепловой энергии потребителям от ТЭЦ 37

Отпуск теплоты с горячей водой на нужды отопления, вентиляции и ГВС 38

Трёхступенчатая схема подогрева сетевой воды 38

Коэффициент теплофикации ТЭЦ 39

Расчёт сетевой установки 40

Деаэрация питательной воды на ТЭС 43

Влияние газов, растворённых в воде на работу оборудования 43

Деаэраторы электростанций 44

Классификация деаэраторов 45

Баки-аккумуляторы деаэраторов 45

Включение деаэратора в тепловую схему турбины 46

Уравнение теплового баланса 47

Уравнение материального баланса 47

Питательные установки ТЭС 48

Включение ПН и КН в тепловую схему 48

Привод питательных насосов 49

Включение турбинного привода в тепловую схему турбины 50

Определение напора, создаваемого питательными насосами 52

Давление создаваемое конденсационными насосами 52

Принципиальная тепловая схема ТЭС 52

Составление ПТС КЭС 56

Выбор оборудования электростанций 56

Выбор мощности ТЭС 56

Выбор основного оборудования электростанции 58

Выбор котельных агрегатов ТЭС 59

Выбор турбин и конденсаторов 60

Выбор вспомогательного оборудования турбинной установки. 60

Выбор теплообменников в тепловой схеме 61

Выбор насосов 61

Выбор вспомогательного оборудования котельной установки 64

Выбор оборудования систем пылеприготовления 64

Выбор водоподготовки 65

Резерв подготовки воды 66

Развёрнутая тепловая схема ТЭЦ (РТС ТЭЦ) 66

Схема главных паропроводов блочных ТЭС (10.1) 66

Схема главных паропроводов неблочных ТЭС (10.2) 67

Схема главных трубопроводов блочных ТЭС (10.3) 67

Линия основного конденсата турбины (10.6) 67

Трубопроводы и арматура электростанций 68

Типы трубопроводов и их характеристика 68

Дроссировка трубопроводов 70

Контроль состояния трубопроводов 70

Обозначения трубопроводов 70

Расчёт трубопроводов 70

Арматура электростанций 71

Регенеративный подогрев питательной воды на ТЭС

Влияние регенерации на КПД станции

В действительности данная схема регенерации не применяется, потому что конечная точка расширения попадает в зону запредельной влажности, а также нельзя выполнить конструктивную схему переброса пара

Реальная схема выполняется с отборами пара из турбины, с полной конденсацией пара в конденсаторах без возврата в турбину.

Dп 1,2 3 %

Такая схема обеспечивает работоспособность турбины, так как:

1) конечная точка расширения не меняет своё положение по сравнению с турбиной без регенерации; 2) Отбор пара на регенерацию в количестве 20 % от общего расхода позволяет сократить объёмный пропуск пара на ЦНД, что приводит к снижению высоты лопатки последней ступени турбины, а значит способствует повышению механической прочности лопатки; 3) на первой ступени турбины (регулирующей) чем меньше высота лопатки, тем меньше ступени из-за вихрей, возникающих у корня и бандажной ленты. Применение регенерации при той же мощности требует увеличение расхода пара на первой ступени турбины, что благотворно влияет на на увеличение высоты лопатки первой ступени.

Расход пара в отборы турбины на регенерацию

Количество пара, идущего в отбор на регенеративный подогреватель определяется конденсирующей способностью подогревателя.

Конденсационная способность подогревателя определяется по тепловому балансу, то есть равенству количества теплоты, воспринятого питательной водой и вносимого греющим паром.

Уравнение теплового баланса подогревателя

Dпв- раход питательной воды

Dп i – раход греющего пара

iпв i – энтальпия питательной воды на выходе из подогревателя

iпв i – энтальпия питательной воды на входе в подогреватель

iп i – энтальпия греющего пара

iдр i – энтальпия дренажа

=0,99 — КПД подогревателя

Расход пара на турбину с регенерацией

Расход пара на турбину с регенерацией определяется на основании энергетического уравнения турбины.

— мощность, определяемая для турбин с регенеративными подогревателями

— для турбин без отборов пара

— коэффициент недовыработки мощности паром i-того отбора

— относительный расход пара в отбор

— расход пара с регенерацией

-расход пара без регенерации

Удельный расход пара на турбину с регенерацией

;

При определении балансов и КПД для турбины с регенерацией используются те же формулы, что и для турбин без регенерации. Отличие состоит в величине температуры и энтальпии питательной воды.

Распределение регенеративных отборов в турбине

При формировании схемы необходимо ответить на следующие вопросы:

Какова должна быть степень подогрева воды в регенеративном подогревателе?

Как распределить отборы по турбине?

Сколько отборов оптимально для турбины?

1. Считается оптимальным, если степень подогрева воды следующая:

2. Оптимальной считается равномерное распределение теплоперепада по отборам:

3. Зависимость КПД от количества ступеней:

Оптимальное количество ступеней подогрева от пяти до девяти. Если число ступеней меньше пяти, то прирост термического КПД () очень мал, а больше девяти ступеней делать не имеет смысла, т.к. прирост КПД незначителен и несоизмерим с затратами.

Оптимальная эксэргия пара в данном отборе близка к эксэргии питательной воды.

Распределение регенерации для турбин с промперегревом

Второй отбор всегда совмещен с холодной ниткой промперегрева.

Если пар на регенерацию забрать сразу после промперегрева, КПД турбины будет падать, так как не используется эксэргия пара после промперегрева.

Определяется энтальпия индифферентной точки за промперегревом, если здесь забрать пар, то КПД при этом не изменится, а далее теплоперепад от hинд до Р 2 разбивается равномерно и устанавливается отбор.

Оптимальная температура питательной воды

1) Теоретическая оптимальная температура питательной воды

С развитием регенерации увеличилась температура питательной воды, термический КПД, КПД турбины, понизилась величина подогрева воды в экономайзере, увеличилась температура уходящих газов, а следовательно повысились потери тепла с уходящими газами q 2 и снизился КПД котла.

2) Экономическая оптимальная температура питательной воды

17-19 % — экономия топлива за счёт повышения параметров до сверхкритических, введения промперегрева и девятиступенчатого регенеративного подогрева.

Недогрев питательной воды до температуры насыщения в регенеративных подогревателях

При загрязнениях пар не дорасширяется и турбина не довырабатывает мощность, при этом .

Например для ПВД

Для ПНД

Схемы регенеративного подогрева

Схема с подогревателями смешивающего типа

Наличие большого количества перекачивающих насосов низкая надежность.

Применяются в качестве первой и второй ступени на блоках 500-800 МВт.

С 1-2 ПНД перелив можно осуществлять за счет высокого размещения ПНД, на уровне 3-5 м водяного столба.

Узловая схема подогревателя смешивающего типа со сливом дренажа после себя

до 0,1-0,5 ºС.

по сравнению с обычной.

Наличие большого количества перекачивающих насосов низкая надежность.

Эта схема применяется на ПНД-2 и ПНД-3.

Схема позволяет слить горячий дренаж в линию основного конденсата и не сбрасывать по каскаду в расширитель конденсатора, а также предотвращает отвод теплоты в окружающую среду.

Схема слива дренажей до себя

Не применяется в принципе потому что горячий дренаж греющего пара, вводимый перед подогревателем понижает тепловосприятие перед пароперегревателем и снижает количество пара из отбора турбины на регенерацию. Понижается и расход пара на регенерацию в целом.

Каскадная схема слива дренажей

Рис. 18. Каскадная схема слива дренажей

нет насосов – нет перепадов между отборами

Тепловая энергия вышестоящего отбора пропускается по дренажу в вышестоящий подогреватель, в то время как её можно было бы пропустить по турбине и вырабатывать там дополнительную мощность, то есть снижается КПД турбинной установки.

Горячий дренаж вышестоящего отбора снижает конденсирующую способность нижестоящего отбора.

Совершенствование схемы каскадного слива охладителей дренажа

Охлаждение дренажа ОД снижает переток теплоты по дренажам от выше- до нижестоящих подогревателей.

АН- амортизационные начисления

Крег – капитальные затраты на регенерацию

Sэ – себестоимость электрической энергии

Охладители пара отборов

Выносные охладители пара

Схема «Виолен»

Наличие выносных пароохладителей повышает экономичность установки за счёт снижения давления Рп 1 и большей выработки мощности паром этого отбора. При отсутствии ПО1 и ПО2 должна быть за ПВД1и ей соответствует более высокое давление Рп 1 . При наличии пароохладителей за точкой смешения, а за ПВД1 1 t ПВ1 1 меньше и выработка мощности этим потоком пара больше.

Недостаток: для ПО1 И ПО2 берется горячая вода за ПВД1, что снижает глубину охлаждения пара в пароохладителе.

Схема Рикора – Некольного

В отличие от предыдущей схемы в этой на охладители пара забирается более холодная вода, что обеспечивает более охлаждение пара в ПО.

Достоинство : Как и в предыдущей схеме большая выработка мощности паром в турбине по сравнению со схемой без ПО.

Эти схемы дают увеличение КПД на 0,5-0,7 %.

Реальная схема регенеративного подогрева, применяемая на ТЭС.

Схема состоит из трёх ПВД с каскадной схемой слива дренажей в деаэратор и четырёх ПНД, где так же реализована каскадная схема слива ПНД на 6 ПНД.

Все ПВД со встроенными пароохладителями (ПО) и охладителями дренажа (ОД).

По ПНД возможна установка выносных охладителей дренажа.

Сброс дренажей ПВД 7, сальникового пароохладителя (СХ), охладителя эжектора (ОЭ), подогревателей уплотнений (ПУ) осуществляется с расширителей конденсаторов турбины.

Деаэратор так же является ступенью регенеративного подогрева низкого давления, но главная функция – удаление газов, за деаэратором расположен питательный насос (для увеличения давления в цикле).

ПУ и СХ – теплообменники, утилизирующие пар уплотнительных камер турбины. ОЭ предназначен для утилизации пара, идущего на основной эжектор ПНД.

Конструкции регенеративных подогревателей

Конструкция ПНД

1-трубная доска

2-U – образные трубки

РУ – регулирующие устройства

Dок- основной конденсат турбины

Рок близко к Рпi, поэтому применяется плоская трубная доска. Выполняются обычно без ПО и ОД.

Уровень дренажа удерживается с помощью автоматического регулятора.

Для крупных блоков с мощностью 500-800 МВт выполняются с ОД.

Конструкция ПВД

Особенность ПВД – большой перепад давлений между питательной водой и паром. Поэтому ПВД выполняется коллекторной схемой.

Устройство ПВД и ПНД определяется правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

Потери пара и конденсата на ТЭС и их восполнение

СНП – сепаратор непрерывной продувки;

ВТ – вестовые трубы;

Потери пара и воды в тепловой схеме

Существует два вида потерь:

Потери пара с утечкой

Потери воды с продувкой

Потери пара с утечкой

Через вестовые трубы потеря пара из уплотнений турбины (тот пар, который нельзя утилизировать)

Выпар из деаэратора

Выпар из основного эжектора

2. Нетехнологические потери

Возникают при неплотной посадке предохранительных клапанов, по штокам арматуры, при наличии неплотностей (свищей).

При составлении баланса вся утечка относится к паропроводам острого пара.

Потери воды с продувкой

Основная потеря происходит с непрерывной продувкой, которая осуществляется для стабилизации солесодержания в котловой воде.

Величина непрерывной продувки определяется солевым балансом котельного агрегата.

Увеличение Спр осуществляется за счёт:

Установки выносных циклонов, солёных отсеков

Сокращения присоса охлаждающей воды в конденсаторе турбины

Устранение проскоков солей в охлаждающей воде

Dпр=10 % Dпв – на котлах малой мощности

Расход продувочной воды, сбрасываемой из циклона снижается так же за счёт расширителей, сепараторов непрерывной продувки.

Количество Dр и Dпр определяется на основании теплового баланса расширителя.

Материальный баланс рабочего тела в цикле станции

Расход добавочной воды в цикле станции

Dвнш – внешние потери – связаны с работой открытой схемы отпуска теплоты с паром промышленным потребителям

1.В прямоточных котлах устанавливаются БОУ – блочное обессоливающее устройство. БОУ – ионообменный фильтр смешивающего действия.

2. Барабанные котлы КЭС — ,

3. Барабанные котлы ТЭЦ с отопительной нагрузкой

,

4. ТЭЦ с отопительной и промышленной нагрузкой

Восполнение потерь пара и воды на ТЭС

На ТЭС при Ро ≥ 8,8 МПа (90 Атм) восполнение потерь осуществляется полностью обессоленной добавочной водой.

На ТЭС при Ро ≤ 8,8 МПа применяется химическая очистка добавочной воды – удаление катионов жёсткости, замещение их на катионы натрия, с сохранением остатков кислот (анионов).

Подготовка обессоленной воды ведётся тремя способами:

Комбинированные физико-химические методы (использование элементов химической очистки, диализного, мембранного)

Химический метод подготовки добавочной воды

В поверхностных водах имеются грубодисперсные, коллоидные и истинно растворённые примеси.

Вся система химической водоподготовки делится на две стадии:

Очистка от истинно растворённых примесей

Предочистка производится в осветлителях воды. При этом удаляются грубодиспергированные коллоидные примеси. Происходит замещение магниевой жёсткости на кальциевую и осуществляется магнезиональное обескремнивание воды.

Al 2 (SO 4 ) 3 или Fe(SO 4 ) – коагулянты

MgO+H 2 SiO 3 → MgSiO 3 ↓ + H 2 O

После предочистки вода содержит только истинно растворённые примеси

Очистка от истинно растворённых примесей осуществляется с помощью ионитных фильтров.

1) Н – катионитовый фильтр

Вода походит две ступени Н – катионитовых фильтров, затем одна одна ступень анионитового фильтра.

Декарбонизатор – улавливание СО 2 . После Н – катионитового и ОН – анионитового в воде слабые кислоты Н 2 CO 3 , H 3 РO 4 , H 2 SiO 3 при этом СO 2 переходит в свободную форму и далее вода идёт на декарбонизатор, в котором СО 2 удаляется физическим способом.

Закон Генри – Дальтона

Количество данного газа, растворённого в воде прямопропорционально парциальному давлению этого газа над водой.

В декарбонизаторе за сёт того, что концентрация СО 2 в воздухе приблизительно равна нулю, СО 2 из воды выделяется в декарбонизаторе.

Остатки слабых кислот (РО 4 , СО 2 , SiO 3 ) улавливаются на сильном анионитовом фильтре.

Термический метод обессоливания добавочной воды

Основан на том явлении, что растворимость солей в паре при малых давлениях очень мала.

Термическая подготовка добавочной воды осуществляется в испарителях.

ºC

Количество пара, идущего в одноступенчатой схеме приблизительно равен очищенному.

Многоступенчатые испарительные установки

Достоинство схемы : из одного расхода Dп 5 можно получить три расхода Dи 2 обессоленного пара.

Недостаток схемы : наличие продувки в каждом испарителе.

Трёхступенчатая схема с последовательным питанием испарителей

Достоинство схемы : по сравнению с предыдущей – сокращение расхода продувочной воды из-за высокого солесодержания в последнем испарителе.

Многоступенчатое испарение установки мгновенного вскипания

Применяются в качестве испарительных установок для морской воды.

ЛОК — линия основного конденсата

Особенность : на первой ступени температура не должна превышать 120ºС, чтобы не было солевых отложений. В последующих ступенях давление ниже, чем в предыдущих

Принцип работы : сырая вода нагревается последовательно в каждом испарителе, затем в пароводяном теплообменнике до температуры выше температуры насыщения первой ступени испарительной установки. Она является перегретой для первой ступени и испаряется. Остатки солёной воды поступают на следующую ступень. В конечном итоге получается дестилят. Из шестой ступени идёт продувка.

Включение испарительной установки в тепловую схему турбины

С потерей тепловой экономичности турбинной установки

Часть пара из пятого отбора идёт в испаритель и в нём конденсируется. Тепловая энергия этого пара передаётся через стенку добавочной воде и по нити вторичного пара идёт в ПНД 6. Там пар конденсируется, отдавая тепло основному конденсату турбины.

Достоинства : Относительно небольшие капитальные затраты

Недостатки: тепловая энергия вышестоящего отбора поступает в нижестоящую ступень подогрева, вытесняя пар шестого отбора. Эту энергию можно было бы пропустить по отбору и выработать мощность. Вместо этого энергия пятого отбора высокого потенциала используется для подогрева ПНД 6. Возникает эксергетическая потеря.

Без потери тепловой экономичности

В отличии от предыдущей схемы ПВД 6здесь работает самостоятельно по своему отбору. А ПНД 5 как бы разделён (на ПНД 5 и КИ). Тепловосприятия в КИ и ПНД5 такое же как и в ПНД при отсутствии испарительной установки.

Включение многоступенчатых испарительных установок в схему турбины

При одноступенчатом варианте испарительной установки при сбросе нагрузки на блоке может оказаться так, что основного конденсата турбины будет недостаточно для конденсации вторичного пара. При сбросе нагрузки расход добавочной воды изменяется непропорционально расходу рабочего тела в цикле, так как утечка и продувка слабо зависит от нагрузки.

В этих случаях и применяют многоступенчатые установки.

При глубоких разгрузках блока даже при многоступенчатом испарении конденсирующей способности КИ будет не достаточно для конденсации вторичного пара. В этом случае недостаточную часть добавочной воды в цикл готовят на резервной системе ХВО.

Тепловой расчёт испарительной установки

Задача расчёта : определение необходимого количества пара из отбора для подготовки добавочной воды.

Расход пара определяется на основе теплового баланса испарителя.

определяется в точке пересечения Рп 5 и процесса расширения пара в турбине.

ºС – температурный напор в испарителе

Dи 2 – расход дистилята для восстановления потерь

Dи 2 ограничивается конденсирующей способностью КИ. Перед расчётом испарителя надо проверить конденсирующую способность КИ.

Уравнение теплового баланса КИ

Dок известен из баланса деаэратора.

Если полученная величина , то КИ обеспечит конденсацию вторичного пара. Если , то надо принять Dи 2 в балансе испарителя и определить Dп 5 . Недостаток добавочной воды в этом случае будет восполнен химической водоочисткой.

Учёт потерь пара и конденсата в тепловой схеме при определении энергобаланса и ТЭП.

Изменения при учёте потерь энергобаланса произойдут при расчёте Qту и Qпк.

;

1 % утечек даёт снижение КПД станции на 1 %.

Отпуск тепловой энергии потребителям от ТЭЦ

Отпуск теплоты с паром от ТЭЦ на производственные нужды потребителей

Пар отпускается потребителям из промышленных отборов турбины. Резервом этих отборов является РОУ. Пар поступает с давлением 13 атм и немного перегретый (на 15ºС).

Различают две схемы отпуска пара:

Открытая

Достоинства : простота и низкие капитальные затраты.

Недостатки : потери рабочего тела (чистого конденсата и чистого пара) и необходимость восполнения этих потерь в ХВО с затратами.

Отпуск теплоты с горячей водой на нужды отопления, вентиляции и ГВС

Трёхступенчатая схема подогрева сетевой воды

ЛОК- линия основного конденсата

ПСВ – подогреватель сетевой воды

СН1 и СН2 — сетевые насосы первого и второго подъёма

ТФК – теплофикационный печек в конденсаторе

ПВК – пиковый водогрейный котёл

ТП – тепловой потребитель

РД – регулирующая диафрагма

t пс =150 о С – температура прямой сетевой воды

t ос =70 о С — температура обратной сетевой воды

Трёхступенчатая схема подогрева сетевой воды включает в себя: 1 ступень – ТФК;

2 ступень – ТСК1; ТСК2

При t наруж. возд. =t расч , где t расч — расчётная температура – минимальная наружная температура в самую холодную пятидневку года. Это расчётная температура для проектирования систем отопления.

t пс/ t ос =150/70

Коэффициент теплофикации ТЭЦ

В схеме подогрева воды устанавливается пиковый водогрейный котёл.

Подогреть воду в соответствии с необходимым температурным графиком можно и без ПВК. Это казалось бы выгодным, т.к. отпуск теплоты потребителям осуществлялся бы полностью из отборов.

Из-за очень неравномерного графика тепловой нагрузки (зимой – максимальная, летом – минимальная) отборы Т1 и Т2 будут максимально загружены лишь в самую холодную пятидневку года, остальное время года они будут разгружены и эффективность работы ТЭЦ будет низкой, т. к. будет низка выработка электроэнергии на базе теплофикации.

Большую часть года турбина будет работать с превалированием конденсационной выработки электрической энергии.

Для увеличения эффективности выработки электрической энергии рассчитывают так, что теплом из отборов закрывается базовая часть тепловой нагрузки, а пиковая часть закрывается пиковым водогрейным котлом. То есть с 5 о С нагрузка с отборов и ПСВ достигает номинала и держится такой длительный отопительный период (196 дней ).

При отпуске теплоты только из ПСВ недогружена не только турбина, но и энергетические котлы.

коэффициент теплофикации ТЭЦ

Теплофикация – теплоснабжение потребителей на базе комбинированной выработки электрической и тепловой энергии.

Т-100-130 =0,5-0,55

Т-250-240 =0,6-0,65

Условия включения ТФК : t ос =70ºС; t пс =150ºС

Поверхность нагрева ТФК меньше поверхности нарева основной части конденсатора , поэтому ТФК включается отдельно и пучок отключается.

Рис. 42. Процесс в регулирующей диафрагме

аким образом:

ТФК включается только при вентиляционном пропуске пара на ЧНД (при закрытой диафрагме).

Причины: высокая температура обратной сетевой воды =70 о С, и высокая t 2 s =90 o С.

Повышенная температура может вызвать корабление выхлопной части турбины.

Малая поверхность нагрева и конденсирующая способность ТФК

Вентиляционный поток пара и расширяется в ПНД беспорядочно, поэтому или или даже ЧНД потребляет мощность на трение и нагрев этого пара, тогда i 2 увеличивается.

Расчёт сетевой установки

Задача расчёта: при заданных параметрах: Qт; t пс ; t ос ; D к

D к — расход пара в конденсатор;

t пс ; t ос – температура прямой и обратной сетевой воды

Qт – тепловая нагрузка станции

Определить: Рт 2 ; Рт 1 ; Dт 2 ; Dт 1 ; t сет2 ; t сет1 Qт 1 ; Qт 2 ; G сет

Исходные данные: 1) Схема сетевой установки; 2) режим работы турбины: а) по тепловому графику, т.е. регулируемой является тепловая нагрузка; б) по электрическому графику, т.е. регулируемой является электрическая нагрузка.

При работе по тепловому графику возможны разные режимы работы турбины по тепловой нагрузке: 1) режим максимальной тепловой нагрузки при при t нар =t р ; 2) Q ПВК =0; ; 3) режим тоключения отопительной нагрузки: Q от =0; Q ГВС ; 4)Q т =Q min =Q гвс min

График тепловой нагрузки и температурный график тепловой сети

1-зона качественного регулирования отпуска теплоты

2-зона количественного регулирования отпуска теплоты

Качественный способ регулирования

Количественный способ регулирования

(t пс -t ос )= const

Q т ; t пс ;t ос =f(t нар )

Данные величины определяются по температурному графику и графику тепловых нагрузок

Определение расхода сетевой воды – Qсет

Если t нар в зоне качественного регулирования:

Если t нар >8 o C в зоне количественного регулирования:

2)Определение t сет2

а) если Qпвк=0, то t сет2 = t пс , т. Е. ПВК отключён

б)

Если Qпвк0;

Если ПВК включён, то нагрузка отборов должна быть равна номинальной

известна из паспортных данных

Определение Рт 1

Рт 1 определяется притоком пара в камеру отбора из проточной части ои оттоком пара из камеры отбора в результате конденсации из ПСВ1.

Приток пара определяется по формуле Флюгеля-Стодола:

Величины берутся из заводского расчёта турбины

Dп 1 =0 – при закрытой диафрагме, т.к. расход основного конденсата очень мал и температура его высока из-за ВСП.

Dк==20-30 т/час – для турбины Т-100-130.

Принимаем три значения Dт 1 три значения три значения

.

Отток пара из отбора

=2150-2180

По графику определяем точку пересечения и находим величины Dт 1 и Рт 1

В итоге определены значения параметров: Рт 2 ; Рт 1 ; Dт 1 .

при ПВК – работает; при — ПВК – не работает.

Деаэрация питательной воды на ТЭС

Влияние не конденсирующихся газов на работу оборудования станции

Закон Генри Дальтона гласит: количество газа, растворимого в воде прямо пропорционально парциальному давлению газа над водой.

Влияние газов, растворённых в воде на работу оборудования

О 2 вызывает интенсивную кислородную коррозию металла, СО 2 приводит к электрохимической коррозии оборудования – процесс коррозии интенсивен.

Некоррозионно-активные не вызывают коррозию, но неконденсирующиеся газы вызывают коррозионное сопротивление для потока конденсирующегося пара, при этом как бы выключается часть поверхности из работы и снижается эффективность теплообменника. Например, отключение основного эжектора, который отсасывает газы приводит к снижению разряжения от 750 до 500 мм. рт. ст. В регенеративных подогревателях при наличии неконденсирующихся газов происходит аналогичный процесс, при этом падает эффективность работы регенеративной схемы и снижается КПД цикла.

Принцип термической деаэрации

Термическая деаэрация основана на действии закона Генри-Дальтона.

Принцип состоит в следующем: в деаэраторах вода доводится до кипения. При этом идёт интенсивное парообразование и над поверхностью воды образуется паровая атмосфера и парциальное давление других газов здесь равно нулю. Это связано с принципом выравнивания концентрации в этих средах.

Термическая деаэрация – универсальная, то есть она позволяет удалять все газы.

Селективная деаэрация позволяет удалить какое то количество газов, снижая Рп до нуля.

Деаэраторы электростанций

Главным устройством, удаляющим газы из питательной воды является деаэратор.

Основные условия обеспечения эффективности удаления газов в деаэраторе:

1)Вода должна кипеть и образовывать паровую атмосферу;

2)Газы должны выделяться из воды быстро (2-3 секунды)

3)Пониженная вязкость воды – определяется температурой насыщения (чем t s выше, тем выше вязкость воды)

Кипение обеспечивается с помощью греющего пара или для деаэраторов с Р> 1 атм работают на перегретой воде. При попадании в деаэратор давление падает и вода вскипает.

Необходимая скорость газов обеспечивается за счёт огромной поверхности контакта пара и воды путём струйно-капельного кипения и барботажа в деаэраторе.

Возможно создание большой поверхности за счёт плёночного движения воды в деаэраторе, где выплняется засыпка, по которой вода течёт тонкой струйкой вниз. Снижение вязкости достигается за счёт повышения давления.

Классификация деаэраторов

Деаэраторы питательной воды (6-7 атм) устанавливаются в рассечку между группой ПВД и ПНД.

Деаэраторы добавочной воды – являются деаэраторами атмосферного типа (1,2 атм). Устанавливаются после ХВО.

Деаэраторы подпиточной воды тепловых сетей

По способу обогрева воды

C внутренним подогревом воды внешним паром

С внешним подогревом воды – деаэраторы вакуумного типа, применяются в тепловых сетях и на водогрейных котельных.

По давлению греющего пара

Повышенного давления (6-7 атм.)

Атмосферного давления (1,2 атм.)

Струйно-капельного тарельчатого типа с барботажем и без него.

Плёночного типа – вертикальные и горизонтальные.

Требования к деаэраторам

По правилам ПТЭ: при Ро 2 10 МПа содержание О 2 2 .

Бикарбонаты, попадая в деаэратор не успевают разлагаться до газообразного состояния. В баке они находятся достаточно длительное время, успевая при этом разлагаться.

Включение деаэратора в тепловую схему турбины

При Nэ=100 % Рд=12 атм

При Nэ=50 % Рд=6 атм

Существует два варианта включения деаэратора

Схема с потерей тепловой экономичности

Схема с включением на отдельный отбор

Потери тепловой экономичности связаны с тем, что при Nэ=100 % в отборе приходится держать давление в 2 раза превышающее требуемое 6-7 атм., при этом пар как бы не дорасширяется.

Схема без потери тепловой экономичности

В данной схеме деаэратор подключается параллельно третьему отбору.

Деаэратор – дополнительная тепловоспринимающая часть теплообменного аппарата.

Тепловой расчёт деаэратора

Задача расчёта: определение расхода греющего пара на деаэратор.

Эта задача решается на основании теплового и материального баланса деаэратора.

Уравнение теплового баланса

Уравнение материального баланса

В этих уравнениях D п1,2,3 определяется на основании тепловых балансов ПВД.

Dдв и Dпв определяются из материального баланса рабочего тела в цикле ТЭС.

i пд — из процесса расширения пара в турбине

i ок 4 и i др – в результате расчёта параметров в тепловой схеме

Удаление газов из теплообменников тепловой схемы турбины

Остатки газов, не удалённые в деаэраторе с питательной водой попадают в котельный агрегат, а затем в турбину. С отборным паром поступают на ПВД и ПНД, где накапливаются со стороны греющей среды , т.е. со стороны пара. В конденсате газы не растворяются, т.к. идёт процесс конденсации и над поверхностью конденсата образуется пар. Накапливаясь, газы ухудшают процесс теплообмена и снижают эффективность регенерации. Из деаэратора газы удаляются с выпаром.

Питательные установки ТЭС

Включение ПН и КН в тепловую схему

Питательная насосная установка нагнетает питательную воду, повышая её давление до Р п.н. =(1,25-1,3)Р 0 с учётом сопротивления питательного тракта и парового котла.

Возможно несколько схем включения питательных насосов

одноподъёмная , при котороё питательный насос подаёт воду с конечным давлением через ПВД к питательному узлу парового котла

Достоинства: относительная простота регулировки расхода питательной воды питательным насосом.

Особенность: ПВД работает под очень высоким давлением за питательным насосом.

Из-за перепада давлений предъявляются высокие требования к надёжности работы ПВД и повышенные капитальные затраты на обеспечение надёжности: увеличение толщины стенки.

двухподъёмная , при которой питательные насосы первого подъёма прокачивают воду через ПВД к питательным насосам второго подъёма, подающим воду в паровой котёл

Данная схема применяется на энергоблоках мощностью 500-800МВт.

1)выполнение ПВД на менее высокое давление, определяемое тем, что давление воды на входе в насосы второго подъёма должно для предотвращения кавитации несколько превышать давление насыщения при температуре воды перед насосами, поэтому требования к надёжности ПВД меньше, чем в одноподъёмных схемах, а следовательно меньше толщина стенки.

пониженная надёжность питательных насосов второго подъёма, перекачивающих воду с высокой конечной её температурой;

усложнение и удорожание питательной установки;

повышенный расход электроэнергии на перекачку воды с более высокой температурой;

необходимость синхронизации насосов I и II подъёма и сложность их регулирования

Питательный насос второго подъёма работает на горячей воде.

Мощность питательного насоса определяется по формуле:

D п.в. – расход питательной воды

— перепад давлений на входе в питательный насос и на выходе из него;

-средняя температура питательной воды на выходе из питательного насоса;

-КПД насоса

— КПД гидромуфты

Привод питательных насосов

существует два варианта приводов питательных насосов: 1)электрический;

Электрический привод питательных насосов

1)простота конструкции (синхронный или асинхронный);

1)ограничена единичная мощность двигателя до 9 МВт;

2)ограниченные возможности по регулировке расхода питательной воды.

Регулирование расхода воды у гидропривода осуществляется при помощи гидромуфты. Она позволяет осуществить бесступенчатое изменение частоты вращения насоса при неизменной частоте вращения приводного электродвигателя с относительно небольшой энергетической потерей.

Турбинный привод питательных насосов

1)возможность регулирования частоты вращения, а также подачи воды в широком диапазоне;

3)большой регулирующий диапазон.

Выбор электродвигателя осуществляется на основе сравнения.

Условием тепловой экономичности турбинного или электрического привода служит следующее соотношение:

Коэффициенты полезного действия преобразования и передачи энергии при турбоприводе и электроприводе соответственно равны:

-внутренние относительные КПД главной и приводной турбин;

и -механические КПД главной и приводной турбин;

-коэффициент дросселирования при транспорте пара в тракте приводной турбины;

-КПД генератора;

-КПД электрического трансформатора и электрической сети собственных нужд;

— КПД приводного электродвигателя;

— КПД гидромуфты

На ТЭЦ обычно применяется электропривод, а на КЭС тип привода зависит от мощности блоков станции.

Например: 1)для блоков мощностью 200 МВт используются электроприводы; 2)для блоков мощностью 300 МВт: при Nэ Подпор перед питательным насосом

1)Для питательных насосов с электрическим приводом (частота вращения ротора нас , при этом давление снижается и во всасывающем патрубке питательного насоса возможно закипание воды, в результате которого образуются паровые пузыри, которые должны исчезать за первой ступенью. В результате закипания происходит явление кавитации, которое приводит к разрушению рабочих дисков.

2)Для питательных насосов с турбинным приводом (частота вращения ротора 15000об/мин)

В связи с увеличением частота вращения ротора уменьшается кавитационный запас насоса. Необходимым условием отсутствия кавитации является превышение с некоторым запасом давления воды на входе в насос над давлением насыщенного пара при данной температуре. Решение задачи привело к разделению давлении, создаваемого питательным насосом в одноподъёмной схеме, между бустерным и главным питательными насосами.

Бустерный насос рассчитывают на давление воды за ним примерно 2 МПа и на пониженную частоту вращения, что обеспечивает его бескавитационную работу. Повышение воды за счёт работы бустерного насоса надёжно защищает питательную установку от процессов кавитации.

Установка деаэраторов питательной воды на определённую отметку (выше питательных насосов на 12-15 м ) также увеличивает кавитационный запас насосов.

Определение напора, создаваемого питательными насосами

1) Для барабанных котельных агрегатов

Рб — рабочее давление в паровом котле;

Рд- давление в деаэраторе;

— высота подъёма воды из деаэратора в барабан парового котла;

— средняя плотность питательной воды;

— суммарное гидравлическое сопротивление оборудования (ПВД и экономайзера парового котла)

2) Для прямоточных котельных агрегатов

Давление создаваемое конденсационными насосами

Принципиальная тепловая схема ТЭС

ПТС ТЭС определят основное содержание технологического процесса преобразования тепловой энергии на ТЭС. Она включает основное и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, участвующее в осуществлении этого процесса и входящее состав пароводяного тракта ТЭС.

На чертеже, изображающем ПТС, показывают теплоэнергетическое оборудование вместе с линиями (трубопроводами) пара, воды, конденсата и других теплоносителей, связывающими это оборудование в единую установку. Принципиальная тепловая схема изображается обычно как одноагрегатная и однолинейная схема, одинаковое оборудование изображается в схеме условно 1 раз: линии технологической связи одинакового назначения также показывают в виде одной линии, т. е. каждый элемент данного рода показывают в ПТС 1 раз. Здесь не изображаются аварийные, резервные, пусковые системы.

Назначение: ПТС предназначена для выполнения тепловых расчётов при проектировании, модернизации оборудования станции.

Состав ПТС: основное теплоэнергетическое оборудование: котлы, турбины; вспомогательное оборудование: ПВД, ПНД, деаэраторы, конденсаторы, питательные насосы, конденсатные насосы, мазутные подогреватели, калориферы, охладители пара и дренажа; связи между оборудованием.

ПТС должна быть технологически замкнута.

Составление ПТС КЭС

Определяется мощность станции и мощность блоков, типоразмеры котельных агрегатов и турбин, составляется ПТС, выбирается тип и количество ПВД и ПНД.

Решается вопрос о схеме отвода дренажей греющего пара (каскадную или с дренажными насосами), о наличии в регенеративных подогревателях охладителей пара и дренажа, об установке деаэратора и его подключении (с потерей или без потери тепловой экономичности), о способе подготовки добавочной воды: ХВО или термическая водоподготовка. В случае использования ХВО необходимо определить, куда вливается добавочная вода – в конденсатор или деаэратор. При использовании испарительных установок определяют : 1)количество ступеней испарительной установки; 2)с потерей или без потери тепловой экономичности.

Решается схема подключения мазутных подогревателей и калориферов для котельных агрегатов; схема включения питательных насосов (одноподъёмная или двухподъёмная).

Определяется тип привода питательных насосов (турбинный или электрический). Решается вопрос об установке конденсатных насосов, вспомогательных теплообменников и утилизации пара из уплотнений.

Составление ПТС ТЭЦ

На первом этапе определяется тепловая и электрическая мощности ТЭЦ; набор турбин для покрытия тепловой, а затем электрической нагрузки. Этот набор зависит от соотношения Qп/Qт. Производится выбор котельных агрегатов. В случае подключения только отопительной нагрузки, возможно применение блочного варианта схемы. В дополнение к этим вопросам, необходимо решить задачу о подключении сетевой установки к пиковым водогрейным котлам (ПВК).

В схеме отпуска промышленного отбора пара следует решить, является она открытой или закрытой, трёхступенчатой или двухступенчатой.

Выбор оборудования электростанций

Выбор мощности ТЭС

Выбор электрической мощности ТЭС

Мощность ТЭС характеризуется установленной мощностью станции.

Установленная мощность станции – суммарная номинальная мощность всех турбинных агрегатов. Установленная мощность зависит от: 1)неравномерности графика электрических нагрузок; 2) условий работы станции (является ли она изолированн); 3)расхода электроэнергии на собственные нужды, резерва в случае аварии или ремонта, потерь в сетях.

Nуст=Nmax +Nав.рез. + Nнар.хоз.рез. + Nрем.рез.

Nmax= + Nс.н. + Nп.с.

Nав.рез. – это мощность в энергетической системе, обеспечивающая покрытие нагрузки при аварийном выходе из строя энергоблоков. Аварийный резерв составляет 12 % от мощности энергосистемы

Nрасп= Nраб + Nав.рез

Nрасп – располагаемая мощность станции

Nуст= Nрасп+ Nнар.хоз.рез. + Nрем.рез

Nрем.рез – суммарная мощность агрегатов, выводимых в ремонт

Nав.рез — это мощность в энергетической системе, обеспечивающая покрытие нагрузки при аварийном выходе из строя энергоблоков

Выбор тепловой мощности ТЭС

Выбор тепловой и электрической мощности ТЭС определяется развитием экономики региона.

II Оценка надёжности работы агрегатов и блоков: выбор резервов мощности.

Коэффициент надёжности работы оборудования

— время исправной работы оборудования в течении года, ч

— время аварийного простоя в течении года, затрачиваемое на восстановительный ремонт, ч.

=

Выбор резервов мощности

Холодный резерв — готовые к пуску блоки в остановленном состоянии.

Горячий резерв – разгруженные работающие блоки 60-70 % от номинального.

— суммарная мощность агрегатов, выведенных в ремонт

Объём ремонта определяется регламентом ремонтных работ

Выбор основного оборудования электростанции

1Основное оборудование: котлы, турбины, генераторы, силовые трансформаторы. Всё основное оборудование стандартизовано. Нестандартизованное может применяться только в исключительных случаях, когда это экономически и технологически обосновано.

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

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

Таблица 1 Стандартные блоки

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 основного оборудования заключается в выборе котлов и турбин 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.

Выбор котельных агрегатов ТЭС

На КЭС используются только паровые энергетические котлы.

На ТЭЦ дополнительно подбираются ПВК.

Выбор котельных агрегатов определяется: 1) видом топлива; 2)параметрами и расходом пара; 3)способом удаления шлака; 4)компоновкой и технологической схемой котла; 5)габаритными размерами.

По виду используемого топлива котлы бывают: газомазутные, пылеугольные.

Пылеугольные котельные агрегаты выполняются под конкретный вид твёрдого топлива.

Параметры пара паровых котлов выбирают с учётом потерь давления и температуры при транспорте.

Ро ПК =(1,04-1,09)Ро; to ПК =(1,02-1,03)tо

Паропроизводительность паровых котлов энергоблока выбирают по максимальному расходу пара на турбинную установку с запасом 3 %, учитывая гарантийный допуск, возможное ухудшение вакуума, снижеия параметров пара в допустимых пределах, потери пара на пути о парового котла к турбине.

Dо ПК =(Do+Do п )1,03

Резервные энергетические котлы на ТЭЦ не устанавливаются. Их количество обычно соответствует количеству турбин.

На ТЭЦ количество ПВК определяется нагрузкой ПВК.

Q ПВК =

На ТЭЦ в качестве резерва промышленной нагрузки используется увеличение давления в отборе сверх номинального за счёт снижения электрической нагрузки.

По виду шлакоудаления котлы могут быть:1) с твёрдым шлакоудалением – при использовании высокореакционных, нешлакующихся топлив с тугоплавкой золой; 2) с жидким шлакоудалением – при использовании низкореакционных топлив с легкоплавкой золой (Берёзовский, Назаровский, Подмосковный угли)

Типы котлов

Барабанные котельные агрегаты (Рпп=100 атм; Рпп=130 атм )

Данный тип котлов применяют на ТЭЦ, где имеются большие потери пара и конденсата, т.к. они менее требовательны к качеству питательной воды, чем прямоточные.

Прямоточные котельные агрегаты (Рпп=240 атм) используются на КЭС, где потери пара и конденсата минимальны.

Выбор турбин и конденсаторов

Номенклатура турбин и генераторов согласована по мощности, поэтому каждой турбине соответствует свой стандартный генератор.

На блочных КЭС:

Для ТЭЦ набор турбин определяется отношением мощности отопительной и промышленной нагрузки. Главной для выбора турбин является тепловая нагрузка.

Если: Qп>Qт, устанавливают турбины типа ПТ, если Qп Регенеративные подогреватели входят в комплект поставки турбины (выбирают по:; ) Резервные ПВД и ПНД не устанавливаются, в случае выхода из строя одного из них включается байпас подогревателя.

Деаэраторы выбирают по и Рпв – один или два на блок, на внеблочной станции один или два на турбину.

Общее число деаэраторов внеблочных станций должно быть таким, чтобы при отключении одного, остальные обеспечивали .

Конденсаторы входят в комплект поставки турбины (выбираются по: ;Р 2 ; ; Р цв ).Устанавливается один или два на турбину, резервный конденсатор не предусмотрен.

Сетевые подогреватели входят в комплект поставки турбины (выбирают по: Рт, Рт 2 ,Gсет, Рсет ) Резервом для ПСВ являются ПВК, поэтому резервные ПСВ не устанавливают.

Мазутные подогреватели – выбирают по: ; Рм; tм; Dп; tп.

Как правило устанавливается не менее трёх мазутных подогревателей, один из которых — резервный.

Выбор насосов

Питательные насосы выбирают по и Рпн

1) Для барабанных котельных агрегатов

2) Для прямоточных котельных агрегатов

Рб — рабочее давление в паровом котле;

Рд- давление в деаэраторе;

— высота подъёма воды из деаэратора в барабан парового котла;

— средняя плотность питательной воды;

— суммарное гидравлическое сопротивление оборудования

2) Для прямоточных котельных агрегатов

Для энергоблоков мощностью 150-200 МВт устанавливают один рабочий и один резервный (в запасе на складе) каждый на 100 % полного расхода воды, или два насоса по 50 % без резерва.

Для энергоблоков мощностью 300 МВт устанавливают по одному рабочему питательному насосу полной подачи (100 %) с приводом от паровой турбины с противодавлением и один пускорезервный – на 30-50 % полной подачи.

Для энергоблоков мощностью 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.

Конденсатные насосы выбирают по Dок

— при работающих регулируемых отборах и номинальной нагрузке.

Рк – давление в конденсаторе турбины;

— высота подъёма конденсата от уровня его в конденсатосборнике конденсатора до уровня в деаэраторном баке;

Рд – давление в деаэраторе

— средняя плотность конденсата в его тракте

— суммарное местное сопротивление тракта конденсата

Обычно выбирают один насос 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 учётом регенеративных отборов.

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.

Дренажные насосы выбирают по: Dдр(Dп); Рок. Устанавливают без резерва. При выходе ДН из строя сброс дренажей идёт по каскаду на всас конденсатного насоса.

Дренажные насосы ПСВ : на каждую турбину устанавливают один или два насоса, один из которых является резервным – у нижней ступени ПСВ.

Циркуляционные насосы выбирают по . Устанавливают 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.

Для ЦН не устанавливают резерв. их производительность выбирают по летнему режиму, когда температура охлаждающей воды высокая и требует наибольшее количество. В зимнее время, при низкой температуре воды, расход её существенно снижается (примерно вдвое), и часть насосов фактически является резервом.

Насосы для питания водой вспомогательных теплообменников (испарители, паропреобразователи, сетевые подогреватели) выбирают преимущественно централизованно на всю электростанцию или часть её секций в возможно наименьшем числе (один — два рабочих насоса), с одним резервным, имеющим подачу рабочего насоса. При закрытой схеме устанавливают два насоса, при открытой — три насоса, включая один резервный в обоих случаях.

Выбор 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 неблочных 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. м 3 ).

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

Количество баков должно быть не менее двух.

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

3) Дренажные баки

Объём баков должен быть 15 м 3 . На блочных станциях устанавливают по одному баку на каждый блок. На неблочных 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 м 3 .

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

Выбор вспомогательного оборудования котельной установки

К вспомогательному оборудованию котельной установки относят: пылесистемы и тягодутьевые машины (ТДМ).

1) Выбор пылесистем – определяется реакционностью и влажностью топлива, типом применяемой мельницы (связанным с реакционностью топлива). Для низкореакционных топлив (антрацитовый штыб, тощие угли), которые имеют проблему воспламенения факела, обычно применяют замкнутые или разомкнутые пылесистемы с ШБМ (шаровые барабанные мельницы) и МВ (мельницы-вентиляторы). Это связано с тем, что для низкореакционных топлив требуется очень тонкий размол и глубокая сушка.

Для твёрдых топлив так же применяют ШБМ.

Для высокореакционных топлив (бурый уголь, торф, сланец) применяют пылесистемы прямого вдувания с быстроходными мельницами, типа молотковых, мельниц-вентиляторов. Для высокореакционных топлив допустимо некоторое огрубление помола.

=50-60 %

=6-12 %

Пылесистемы со среднеходными валковыми мельницами применяют для мягких углей, чтобы коэффициент размолоспособности был больше 2 (Кл.о.>2).

Выбор оборудования систем пылеприготовления

Для антрацитового штыба, тощих углей применима схема с промбункером, ШБМ и МВ.

Определяется размольная производительность мельницы:

При 420 т/час применяется две-три ШБМ;

В схемах с промбункером кроме ШБМ, могут применяться так же быстроходные мельницы, коичество которых определяется производительностью котельного агрегата.

При 400 т/час применяется не менее трёх мельниц

Запас по расчётному расходу топлива

При двух мельницах запас составляет 35 %, при трёх – 20 %, при четырёх – 10 % от суммарной потребности на один котёл.

Ёмкость бункеров пыли в схемах с промбункером рассчитана на 2-2,5 часа работы котла при . Производительность питателей пыли выбираеют с запасом 23-30 % В р .

Пылесистемы с прямым вдуванием

При 400 т/час применяется не менее трёх мельниц

Запас по расчётному расходу топлива

При двух мельницах запас составляет 90 %, при трёх – 45 %, при четырёх – 12 % от суммарной потребности на один котёл.

Бункера сырого угля (БСУ)

Количество БСУ соответствует количеству мельниц.

Ёмкость БСУ: при сжигании низкореакционных топлив рассчитана на 8 часов работы; для бурых углей – на 5 часов работы; для торфа – на 3 часа работы.

Количество питателей сырого угля (ПСУ) выбирается по количеству мельниц.

Остальное оборудование систем пылеприготовления: циклоны, сепараторы, пылепроводы, мельницы-вентиляторы выбирают на основании аэродинамического расчёта пылесистем.

Выбор ТДМ

К ТДМ относятся: дымососы, вентиляторы, воздуходувки.

На один котёл при уравновешенной тяге обычно устанавливают по два дымососа и два вентилятора.

Запас по производительности Q В, Д =10 %, запас по напору Н В,Д =15 %.

К машинам относят: вентиляторы радиального типа с загнутыми назад лопатками и осевые машины.

Выбор водоподготовки

Для станций с Р 4 +CL 2 +NO 3 +N 2 4 +CL 2 +NO 3 +N 2 >7 мг*экв/л – при термической обработке воды в испарителях

Резерв подготовки воды

Резерв ХВО для энергоблоков с прямоточными котлами:1) мощностью 200-300 МВт Dдоб=50 т/час; 2) мощностью 500 МВт Dдоб=75 т/час.

Резерв ХВО для энергоблоков с барабанными котлами Dдоб=25 т/час.

Развёрнутая тепловая схема ТЭЦ (РТС ТЭЦ)

РТС – это такая схема, на которой указано всё оборудование (основное, вспомогательное, резервное) и все трубопроводы вместе с арматурой.

На схеме кроме основного технологического процесса представлены пусковые, резервные, аварийные схемы. РТС отражает все возможные пути движения теплоносителя и все возможные режимы работы оборудования.

Состав РТС: всё основное и вспомогательное оборудование, включая резервное и аварийное и связи между ними.

РТС делится на три крупных части:

Схема главных паропроводов: а) линия острого пара —

это участок от пароперегревателя котельного агрегата до регулирующих клапанов турбины; б) линия промежуточного перегрева пара — это участок от выхлопа цилиндра высокого давления до до регулирующих клапанов цилиндра среднего давления турбины.

Главные трубопроводы – линия от питательных насосов до до питательного узла котла (линия питательной воды).

Линия основного конденсата – участок от конденсатора до деаэратора, включая сам деаэратор.

Схема главных паропроводов блочных ТЭС (10.1)

1- линия острого пара (обычно имеется две нитки, на которых располагается 4 ГПЗ (главные паровые задвижки) с байпасами). ГПЗ могут находиться в двух положениях: закрытое и открытое.

2 – БРОУ (быстродействующее редукционное охладительное устройство) пусковое для прогрева ХПП и ГПП (холодного и горячего промышленного перегрева пара)

3 – БРОУ аварийного сброса пара в конденсатор при аварийной посадке стопорного клапана

В схеме так же есть предохранительные клапана для аварийного сброса пара в случае отключения турбины – расположены на линии острого пара и линии, выравнивающей давление ХПП.

Обозначение ПК в схеме :

Расходомеры:

Стопорные клапаны СК, за ними регулирующие клапаны РК;

Линия промежуточного перегрева

На ХПП установлено РОУ собственных нужд 5;

7 – БРОУ аварийные, срабатывающие при аварийном отключении турбины;

ХПП выполняется двумя трубопроводами, а ГПП – четырьмя;

Схема главных паропроводов неблочных ТЭС (10.2)

3-РОУ сброса пара в конденсатор;

4-переключательный (главный) паропровод;

5-РОУ собственных нужд;

6-ГПЗ с байпасами;

Схема главных трубопроводов блочных ТЭС (10.3)

2 – бустерные насосы;

3- питательный насос с турбоприводом;

4-пусковой питательный насос;

5-быстродействующие защитные клапана – работают при быстром повышении уровня воды в ПВД;

6-нитка холодного питания – работает при отключении ПВД с помощью пятого и восьмого запорного клапана;

9-11 питательный узел котельного агрегата

Р – линия рециркуляции, включаемая в работу при очень малых расходах питательной воды на котёл.

Дросселирующие шайбы снижают давление до 10 атм. до деаэратора.

В схеме имеются обратные клапаны, которые срабатывают на закрытие при обратном движении воды, т.е. при снижении давления в системе.

Схема главных трубопроводов блочных ТЭС (10.3)

6- питательный коллектор котлов;

3- нитка холодного питания котла

За деаэратором имеется поперечная связь – коллектор всаса и питательные насосы с электроприводом. За ПЭН расположен напорный коллектор.

Линия основного конденсата турбины (10.6)

2-подогреватель пара уплотнений

Трубопроводы и арматура электростанций

Назначение трубопроводов: обеспечение транспортировки воды, пара, масла, газа, воздуха, топлива.

Трубопроводы подразделяются на главные и вспомогательные.

Главные – паропроводы острого пара, линия питательной воды, линия основного конденсата.

Назначение – обеспечение технологического процесса.

Вспомогательные – аварийные, резервные линии, дренажные, пусковые схемы.

Назначение – обеспечение работоспособности схемы.

Трубопроводы обеспечивают связи в тепловой схеме, а режим работы обеспечивается арматурой.

По массе трубопроводы составляют 8 % от всего технологического оборудования — на КЭС и на ТЭС – 12 %.

По стоимости трубопроводы составляют 15 % от стоимости всего тепломеханического оборудования, по трудозатратам на монтаж так же около 15 %.

Типы трубопроводов и их характеристика

Материал, конструкция, изготовление, монтаж трубопроводов подчиняется правилам устройства безопасной эксплуатации трубопроводов горячей воды и пара.

В них установлено 4 категории трубопроводов в зависимости от температуры и давления среды. В зависимости от категории трубопровода реализуется весь технологический цикл.

Таблица 2.Категории трубопроводов

Рабочие параметры среды

Давление (избыточное), МПа

а

Регенеративный подогрев питательной воды

В термодинамическом цикле водяного пара при отсутствии внешних тепловых потребителей определенное количество теплоты отработавшего пара может быть использовано для подогрева питательной воды. В самом деле, конденсат отработавшего пара откачивается из конденсатора при температуре, равной температуре насыщения, отвечающей давлению в конденсаторе. В зависимости от давления рк эта температура составляет 20—40° С.

Вместе с тем температура 10, при которой происходит испарение воды в котле, отвечает начальному давлению р0. В диапазоне начальных давлений р0 от 3 до 22,13 МПа (до критического состояния) температура насыщения г0 меняется от 234 до 374° С.

Вместо того чтобы питательную воду греть в самом котле за счет теплоты сжигаемого топлива, для повышения температуры питательной воды можно использовать пар, отбираемый из промежуточной ступени турбины и совершивший

определенную работу при расширении от начального состояния до давления в отборе. Таким образом можно осуществить регенерацию теплоты, т. е. передать питательной воде часть теплоты, отдаваемой охлаждающей воде. Другими словами, нагрев питательной воды, требующий относительно небольшой затраты теплоты, можно рассматривать как тепловое потребление в комбинированном цикле, причем выигрыш в экономичности, так же как и в цикле с внешним тепловым потреблением, пропорционален мощности, вырабатываемой на базе теплового потребления.

В установках, рассчитанных на комбинированную выработку теплоты и электроэнергии для внешнего потребителя, система регенеративного подогрева питательной воды также находит применение.

Питательная вода чаще всего подогревается в подогревателях поверхностного типа; при низком давлении пара применяются также смешивающие подогреватели.

В качестве примера простейшей схемы регенеративного подогрева питательной воды на рис. 1.22 показана принципиальная схема установки конденсационной турбины с одним регенеративным подогревателем поверхностного типа. Питательный насос прокачивает воду, подаваемую в котел через трубчатую систему теплообменника и обогреваемую паром из промежуточного отбора турбины. Конденсат греющего пара отводится в конденсатор турбины.

В поверхностном подогревателе питательная вода может быть нагрета до температуры, близкой к температуре насыщения обогревающего пара. Допустим, что разность между энтальпией конденсата греющего пара Лп и энтальпией питательной воды Ап.в при выходе из подогревателя составляет Ыг = кп — кпв. Если обозначить через а количество отбираемого пара, выраженное в долях расхода пара, подаваемого к турбине, и принять, что энтальпия воды на входе в подогреватель равна Ак, то уравнение теплового баланса подогревателя напишется так:

Отсюда доля отбираемого пара составит

и мощность, развиваемая отбираемым паром,

Зависимость между этими

питательной воды, покидающей подогреватель с недогревом 5 А.

на рис. 1.23.

Наибольшей эта площадь будет приблизительно при энтальпии отбираемого пара, близкой к средней величине между А0 и кк. Иначе говоря, максимум работы отбираемый пар совершит, если нагрев питательной воды в подогревателе составит приблизительно половину необходимого нагрева от температуры конденсата до температуры насыщения, отвечающей давлению в котле.

Дальнейшее повышение экономичности цикла с регенерацией можно получить, применяя несколько ступеней подогрева питательной воды.

Наибольший выигрыш в экономичности регенеративного цикла мог бы быть достигнут при бесконечном числе отборов пара, когда выработка на тепловом потреблении достигла бы значения, эквивалентного площади АСВА. Как можно судить на основании рис. 1.23, при ограниченном числе ступеней подогрева целесообразно выбирать точки отбора пара с таким расчетом, чтобы повышение энтальпии (или температуры) питательной воды было приблизительно одинаковым в каждой ступени подогрева или чтобы теплоперепады между ступенями отбора пара были приблизительно равны между собой.

Приведенное рассмотрение теплового цикла с регенерацией не учитывает, однако, некоторых обстоятельств, с которыми связано повышение температуры питательной воды. Дело в том, что с ростом Лпв становится все более трудным достаточно охладить уходящие из котла газы. Поэтому теоретический выигрыш от повышения конечной температуры подогрева питательной воды может быть утрачен в связи с ростом потерь с уходящими газами котла.

Часто для выбора температуры питательной воды используют формулу

выбирается равной 265 или 274° С.

, а работоспособность пара эквивалентна заштрихованной площади ааЪЫеа, т. е.

Коэффициент полезного действия такого идеального регенеративного цикла представится отношением

, если верхний отбор производится при р 0 = 4МПа;

; промежуточный перегрев до

будут мало отличаться от значений, представленных на рис. 1.25, а и б.

Приведенные выше соображения, формулы и графики позволяют приближенно оценить выигрыш в экономичности за счет регенеративного подогрева питательной воды/

При проектировании конкретной турбинной установки выполняется детальный расчет реальной тепловой схемы. Примером такой схемы может служить изображенная на рис. 1.26 тепловая схема установки с промежуточным перегревом пара. Из конденсатора конденсат откачивается конденсатным насосом и направляется сначала в холодильники воздушного эжектора (на схеме на рис. 1.26 воздушного эжектора нет), а затем в систему регенеративного подогрева питательной воды. Пройдя последовательно два смешивающих и несколько поверхностных подогревателей, конденсат поступает в специальный смешивающий подогреватель, питаемый паром из пятого отбора. Этот подогреватель используется в качестве деаэратора, в котором вода освобождается от растворенного в ней кислорода. Из деаэратора, куда также сбрасывается конденсат греющего пара подогревателей высокого давления (ПВД) поверхностного типа, вода забирается питательным насосом, под большим напором подающим питательную воду через систему ПВД в котел. Регенеративные подогреватели на линии конденсата от конденсатора до питательного насоса называются подогревателями низкого давления (ПНД).

В такой установке электрическая мощность агрегата находится по формуле

где С — расход свежего пара; #,— приведенная работа 1 кг пара, подводимого к турбине. Подсчитывается Нх как сумма произведений использованных теплоперепадов (рис. 1.27) на относительное количество пара, протекающего через отсек турбины, т. е.

Абсолютный электрический КПД такой установки равен

где т — число отборов до промежуточного перегрева (по потоку пара).

Использование системы регенеративных отборов пара приводит к повышению относительного внутреннего КПД турбины. Расход пара С через первые ступени возрастает, что требует увеличения высот лопаток, и тем самым повышается КПД этих ступеней (см. ниже, § 6.4). Наоборот, уменьшение расхода пара через последнюю ступень турбины означает меньшце выходные потери и более высокий КПД части низкого давления (см. § 6.2).

Выбор параметров пара, в том числе начальных, схемы с одним или двумя промперегревами и температуры промперегрева, температуры питательной воды, числа регенеративных отборов это технико-экономическая задача. При решении ее учитывается изменение удельного расхода теплоты, капитальных затрат, надежности и других характеристик оборудования и энергоблока в целом.

На рис. 1.28 можно произвести оценку реального изменения экономичности энергоблока в зависимости от разных параметров. Наибольший выигрыш в экономичности для рассмотренного диапазона параметров, составляющий

Турбинные установки атомных электростанций

Атомная энергетика характеризуется разнообразием типов атомных электростанций (АЭС), определяемых главным образом типами применяемых ядерных реакторов. В Советском Союзе на промышленных АЭС используются три типа реакторов и соответственно три вида турбоустановок.

Водо-графитовый реактор кипящего типа, канальной конструкции (РБМК) — реактор большой мощности, канальный. Теплоноси гелем в нем является сухой насыщенный пар, из реакторного отделения АЭС направляемый в паровую турбину при давлении 6,5 МПа. Схема такой АЭС — одноконтурная (рис. 1.29, а), и, следовательно, в турбину поступает радиоактивный пар.

Реактор с водой под дав л ением -(ВВЭР)— водо-водяной энергетический реактор корпусной конструкции. Теплоносителем является горячая, но не дЬведенная до кипения вода под давлением 13—17 МПа. Генерирование пара производится в специальном теплообменнике — парогенераторе— под давлением 4,4—8 МПа. Схема такой АЭС — двухкон-турная (рис. 1.29,6), и, следовательно, в турбину поступает нерадиоактивный пар, обычно насыщенный и реже — слегка перегретый.

Реактор на быстрых нейтронах — (ВНР); в отличие от рассмотренных, выше реакторов на тепловых нейтронах (РБМК и ВВЭР) в нем в качестве топлива можно использовать изотоп урана I]238, составляющий существенную часть природного урана, или плутоний, выработанный тепловыми реакторами (РБМК, ВВЭР и др.). Другим достоинством реактора БНР является высокий коэффициент воспроизводства (1,4 и выше). В промышленных АЭС с реакторами БНР в качестве теплоносителя используют жидкометаллический натрий. Схема АЭС—трехкоптурпая (рис. 1.29, в), она необходима для предотвращения аварийного взрывоопасного прямого контакта радиоактивного натрия с водой. В первом контуре циркулирует радиоактивный № под невысоким

давлением с температурой на выходе 550—600″ С; в промежуточном— при большем давлении (чтобы не допустить попадания в него радиоактивного №)—нерадиоактивный № с температурой на 20—35° С ниже. В последнем контуре давление может выбираться в зависимости от используемых паровых турбин; температура пара на входе составляет около 500е С.

Для первых двух рассмотренных типов АЭС с водоохлаж-даемыми реакторами необходимы специальной конструкции влажнопаровые турбины, названные так потому, что большая часть их ступеней работает на влажном паре. В третьем типе АЭС до недавнего времени использовались обычные турбины, применяемые на ТЭС (например, на энергоблоке Белоярской АЭС с реактором БНР-600). Однако для улучшения эксплуатационных характеристик парогенератора новые АЭС с реактором БНР (рис. 1.29, в) создаются на пониженную начальную температуру пара *0=480 -г-485° С (в том числе при /?0

13 МПа), что требует специальной конструкции турбо-установок.

Особенности конструкций турбин на АЭС анализируются в § 10.3. Рассмотрим выбор параметров и схем турбоустановок АЭС с водоохлаждаемыми реакторами..

Выбор начального давления р0. Как и для перегретого пара при /0 = соп81, гак и для насыщенного пара повышение р0 увеличивает теоретический КПД цикла г|, только до определенного значения />0^17 МПа (пунктирная кривая на рис. 1.14).

—более

В двух контурной схеме из-за неизбежных температурных перепадов в реакторе и парогенераторе давление воды на выходе из реактора должно быть по меньшей мере на 8—11 МПа выше, чем давление пара на входе в турбину. Увеличение же давления воды связано с трудностями создания реактора и обеспечения его надежности, особенно при больших размерах его корпуса.

МПа, а для АЭС с реакторами ВВЭР — до

Внешняя сепарация влаги и промежуточный перегрев. В процессе расширения в турбине насыщенного пара, представленном в А, ^—диаграмме кривой / (рис. 1.30), влажность пара в последних ступенях будет очень велика, доходя в конце расширения до ук = 0,2 ^-0,25. В этих условиях лопатки будут подвергаться недопустимо сильной эрозии, а КПД турбины г|0(- окажется очень низким.

В связи с этим при определении давления р^^, называемого разделительным, нар направляется в специальный сепаратор, после которого при г = 0 н-1 % поступает в последующие ступени турбины (см. рис. 1.29). Процесс расширения пара в этом случае изобразится линией 11 (рис. 1.30). Иногда применяется двукратная сепарация (линия /// на рис. 1.30). Сепарация пара повышает надежность работы последних ступеней турбины, увеличивает КПД турбины г|ы. При этом также немного возрастает КПД цикла, так как теплота сконденсировавшейся в сепараторе влаги обычно используется в системе регенеративного подогрева питательной воды.

— (40-^20) С. Иногда перегрев выполняется двухступенчатым: сначала паром из промежуточной ступени турбины при давлении выше раздели тельного, а затем паром начальных параметров. Промежуточный перегрев снижает влажность пара в ступенях низкого давления (см, линию IV на рис. 1.30),

повышая при этом г|ы. Дренаж греющего пара в промперег-ревагеле используется для вытеснения одного из регенеративных отборов или заканчивается непосредственно в линию питательной воды, повышая ее температуру. И то и другое ведет к улучшению экономичности турбоустановки. Однако в отличие от промежуточного перегрева, осуществляемого в котельном агрегате цикла с начальным перегревом пара, в турбоустановках насыщенного пара он не повышает теоретического КПД цикла, так как уровень подвода теплоты в нем ниже, чем в основном, первоначальном цикле (рис. 1.16).

Процесс в Г, ^-диаграмме для идеального цикла турбинной установки насыщенного пара с сепарацией и промежуточным перегревом показан на рис. 1.31. Так же как и для промежуточного перегрева в турбинах высоких параметров, для турбин насыщенного пара имеется термодинамический оптимум разделительного давления, который определяется выигрышем в г|э (см. график на рис. 1.32); кроме того, учитываются допустимые значения влажности в конце процесса расширения пара перед сепарацией.

Следует указать, что до сих пор речь шла о так называемой диаграммной влажности. В действительности влажность в проточной части турбины будет меньше из-за специальных мер по влагоудалению (см. § 5.2).

= 0,06 -г 0,12, а в установке с промежуточным перегревом

Отметим, что при очень малом рразд промежуточный перегрев термодинамически даже невыгоден.

. В этом случае термодинамические потери цикла будут несколько меньшими, а с учетом повышения экономичности ступеней низкого давления КПД турбоустановки возрастет. Схема такой турбоустановки показана на рис. 1.29, в, процессы в ней в Г, л- и /^-диаграммах — на рис. 1.33.

Регенеративный подогрев питательной воды. Такой подогрев применяется и в турбинах АЭС, в частности во влажнопаровых турбинах, но из-за относительно малого теплоперепада турбины число отборов меньше и обычно равно 5—7.

Особенности этих отборов следующие:

термодинамически отбор влажного пара выгоднее, чем перегретого, так как температура подогреваемой воды

определяется не температурой отбираемого пара, а температурой насыщения, соответствующей давлению отбора;

в местах отбора пара особенно эффективно влагоудаление из проточной части турбины, широко применяемое во влаж-нопаровых турбинах, даже в первых их ступенях. В то же рремя влагоудаление в ступенях, не связанных с отбором, приводит к неизбежному отсосу не используемой далее части паровой среды;

в части высокого давления влажнопаровых турбин энтальпии отбираемого пара не столь высоки, как в ЧВД и ЧСД турбин ТЭС, и, следовательно, больше относительные значения отборов и благоприятно меньше расход пара через последние ступени по сравнению с расходом свежего пара;

на АЭС с реакторами РБМК повышение температуры питательной воды ведет к усложнению сепараторов кипящего реактора. Поэтому для реакторов РБМК принимаются невысокие значения /п в (для АЭС с реакторами РБМК-1000 п.в=165°С, для АЭС с реакторами РБМК-1500 /П.В=190°С) и в турбоустановке отсутствуют подогреватели высокого давления. Если на АЭС с реакторами ВВЭР используются вертикальные парогенераторы с экономайзерным участком, то в турбоустановке зачастую не применяются ПВД.

Из-за невысоких начальных параметров и пониженного относительного внутреннего гы экономичность турбоустановок насыщенного пара невелики, в лучших из них доходит до 334-35% (абсолютный КПД нетто).

Тепловой баланс ПВД 1

1.4.1 Тепловой баланс ПВД 1

Уравнение теплового баланса ПВД1 :

a1(hп1-hдр1)•ηто = aпв•(hпв1-hпв2) , (1.4)

Где a1- доля греющего пара, отбираемого из турбины для ПВД1;

Hп1=3217,9 кдж/кг – энтальпия греющего пара перед ПВД1;

Hдр1 — энтальпия конденсата греющего пара на выходе из ПВД1;

Hдр1 = hпв2 + Qо.д.=921+40 = 961 кдж/кг, (1.5) ηто = 0,99 – коэффициент, учитывающий рассеивание теплоты в подогревателях;

aп.в.=1,035 — расход питательной воды через ПВД1;

Hпв1 = 1029 кдж/кг – энтальпия питательной воды после ПВД1;

Hпв2 = 921 кдж/кг – энтальпия питательной воды после ПВД2.

При этом, доля конденсата греющего пара, сливаемого каскадно из ПВД1 в ПВД2 определяется по формуле:

Находим долю греющего пара, отбираемого для ПВД1 по формуле (4):

Находим долю конденсата греющего пара, сливаемого каскадно из ПВД1 в ПВД2

1.4.2 Тепловой баланс ПВД 2

Уравнение теплового баланса ПВД2 :

a2•(hп2-hдр2)+ aдр1• (hдр1- hдр2) = aпв•( hпв2- hпв3)•(1/ ηто), (1.7)

Где a2 — доля греющего пара, отбираемого из турбины для ПВД2;

Hп2= 3121,1кдж/кг — энтальпия греющего пара перед ПВД2;

Hдр2 — энтальпия конденсата греющего пара на выходе из ПВД1;

Hдр2 = hпв3 + Qо.д.=771,2+40 = 811,2 кдж/кг, (1.8)

Hпв3=771,2кдж/кг — энтальпия питательной воды после ПВД3;

Находим долю греющего пара a2 , отбираемого для ПВД2

При этом, доля конденсата греющего пара, сливаемого каскадно из ПВД2 в ПВД3 определяется по формуле (1.9):

1.4.3 Тепловой баланс ПВД 3

Уравнение теплового баланса ПВД3 :

aп3•(hп3-hдр3)+ aдр2• (hдр2- hдр3) =aпв•(hпв3-hпв_пн)•(1/hто), (1.10)

Где aп3- доля греющего пара, отбираемого из турбины для ПВД3;

Hп3=3413,9 кдж/кг — энтальпия греющего пара перед ПВД3;

Hпв_пн- энтальпия воды перед ПВД3, с учетом подогрева в питательном насосе τп.н.

Hпв_пн= hдпв+ τп.н , (1.11)

Где hдпв = 666 кдж/кг – энтальпия питательной воды после деаэратора.

Подогрев в питательном насосе определяется по формуле (1.12):

Τп.н.= vср•( рн- рв)/ hнi , (1.12)

Где vср = 0,0011 — среднее значение удельного объёма воды в насосе;

Рн = 18,1 мпа — давление воды в нагнетающем патрубке насоса;

Рв = 0,59 мпа — давление воды во всасывающем патрубке насоса;

hнi = 0,85 – внутренний ( гидравлический ) КПД насоса;

кдж/кг;

Энтальпия воды перед ПВД3 по формуле (1.11):

685.14 кдж/кг.

Hдр3 — энтальпия конденсата греющего пара после охладителя дренажа ПВД3. Рассчитывается по формуле (1.13):

Hдр3= hпв_пн + Qо.д.=685,14+40=725,14 кдж/кг, (1.13)

Находим долю греющего пара aп3, отбираемого для ПВД3 по формуле (1.10):

При этом, доля конденсата греющего пара, сливаемого каскадно из ПВД3 в ДПВ определяется по формуле (14):

1.5 Испарительная установка

Эта установка включает испаритель, его деаэратор, подогреватель добавочной воды, использующие пар из пятого отбора, и конденсатор испарителя, включённый между подогревателями ПНД5 и ПНД6.

Расходы пара и воды в установке, а также подогрев воды в конденсаторе испарителя определяются из уравнений материального и теплового баланса. В таблице 1.2 приведены параметры пара и воды в установке.

Таблица 1.2. Параметры пара и воды в испарительной установке

Производительность испарителя (выход дистиллята из конденсатора испарителя) равна потерям пара и конденсата турбоустановки:

aи1 = aдист = aвт = aут = 0,01

Расход воды на испаритель с учётом его продувки:

aи.в = aи1+aи1.пр = aи1 +0,02•aи1 =1,02•0,01=0,0102

Материальный баланс деаэратора испарителя:

aи.в = aд.в+aд.и = 0,0102, (1.15)

Где aд.в — количество воды, поступающей в деаэратор испарителя после подогревателя добавочной воды;

aд.и — количество пара, поступающего в деаэратор из пятого отбора.

Уравнение теплового баланса деаэратора испарителя:

aи.в •h’д.и=aд.в•hп.д.в+aд.и•hп5 , (1.16)

Где h’д.и=435,4 кдж/кг — энтальпия воды на выходе из деаэратора, принимается по температуре насыщения в деаэраторе испарителя;

Hп.д.в=356,8 кдж/кг — энтальпия воды, поступающей в деаэратор испарителя после подогревателя добавочной воды, при Рд.в=1,18 мпа и Tп.д.в=85 °С;

Hп5=2937.41 кдж/кг-энтальпия пара в пятом отборе.

Уравнения (1.15) и (1.16) образуют систему двух уравнений:

aд.в+aд.и=0,0102

aд.в •356,8+aд.и •2937.41 =0,0102•435,4

Решением которой являются значения:

aд.в=0,0099

Уравнение теплового баланса испарителя:

aи•(hп5-h’5)•hи=aи1 •(h»и1-h’д.и)+ aи1.пр •(h’и1-h’д.и) , (1.17)

Где aи — расход пара на испаритель;

H’5=532 кдж/кг — энтальпия насыщенного греющего пара на выходе из испарителя;

hи =0,99 — КПД испарителя;

H»и1=2689,2 кдж/кг — энтальпия вторичного пар на выходе из испарителя;

H’д.и=435,4кдж/кг — энтальпия воды на выходе из деаэратора (на входе в испаритель); H’и1=440,17 кдж/кг — энтальпия продувочной воды испарителя.

Находим долю греющего пара aи , отбираемого для испарителя по формуле (1.17):

Уравнение теплового баланса подогревателя добавочной воды:

Где aп.д.в — количество пара, поступающего в подогреватель добавочной воды из пятого отбора;

hп.д.в =0,99 — КПД подогревателя добавочной воды;

Hп.д.в=356,8 кдж/кг- энтальпия воды на выходе из подогревателя добавочной воды; hд.в=168,5 кдж/кг — энтальпия добавочной воды на входе в подогреватель добавочной воды при Рд.в=1,1 мпа и Тд.в=40 °С. Находим долю греющего пара aп.д.в , отбираемого для подогревателя добавочной воды по формуле (1.18):

.

Общее количество пара, идущего на испарительную установку:

aи.у = aи+aп.д.в+aд.и = 0,0094+0,00078+0,00031 = 0,01049.

Уравнение материального баланса испарителя:

aи.в+aи=aи1+aдр.и , (1.19) Где aдр.и – доля конденсата греющего пара, поступающего в линию каскадного слива конденсата из ПНД5 в ПНС6 и по формуле (1.19) равна: