10 Промышленные отопительные ТЭЦ

Выбор оборудования ТЭЦ
10.3 Тепловые схемы ТЭЦ

СОДЕРЖАНИЕ

соображений:
- при выборе турбин необходимо стремится к максимальному использованию принципа

комбинированной выработки тепловой и электрической энергии путем установки на электростанции турбин с регулируемыми отборами пара или противодавлением;
- установка чисто конденсационных турбин на промышленных электростанциях не разрешается, за исключением случаев, особо обоснованных. При выборе турбин необходимо уменьшать число устанавливаемых агрегатов, используя турбины с двумя регулируемыми отборами или с противодавлением и регулируемым отбором;
- для изолированных электростанций выбор турбоагрегатов производится таким образом, чтобы при выходе одного из них оставшиеся в работе агрегаты обеспечили покрытие электрических нагрузок с учетом допускаемого потребителем регулирования.

проектирования ТЭЦ, прежде всего, являются тепловые и электрические нагрузки, характеристики

топлива и климатологические данные района строительства ТЭЦ.
Следует отметить основные положения при выбора оборудования и тепловых схем ТЭЦ:
1. Единичная мощность и тип теплофикационных агрегатов на ТЭЦ, входящих в энергосистемы, выбираются более крупными с учетом характера и перспективной величины тепловых нагрузок района.
2. Турбины с производственным отбором пара выбираются с учетом длительного использования этого отбора в течение года (с учетом коэффициента теплофикации по промежуточным отборам αП).
3. В схемах ТЭЦ должна предусматриваться возможность догрузки турбин с противодавлением за счет частичной передачи на них промышленных отборов турбин с конденсаторами.
4. Для изолированных электростанций выбор агрегатов производится таким образом, чтобы при выходе одного из них оставшиеся обеспечивали покрытие электрических нагрузок с учетом допускаемого потребителем снижения их.

устанавливаются индивидуально у каждой теплофикационной турбины. На ТЭЦ резервные подогреватели

сетевой воды не устанавливаются и общая паровая магистраль 0,12 МПа не предусматривается.
6. На ТЭЦ высокого давления должна предусматриваться двухступенчатая деаэрация питательной воды.
7. Для подогрева исходной (сырой), воды перед установками химводоочистки должны использоваться специальные встроенные пучки в конденсаторах теплофикационных турбин.
8. Редукционно-охладительные установки, предназначенные для резервирования регулируемых отборов пара для производства, устанавливаются по одной для данных параметров пара производительностью, равной наибольшему отбору одной турбины. Для резервирования отопительного отбора РОУ не устанавливаются.
9. Для использования тепла пара на ТЭЦ должна быть установлена одна растопочная РОУ. Паропроизводительность этой РОУ применительно к парогенераторам 220 – 450 т/ч должна составлять 120 – 150 т/ч.

схемы трубопроводов с поперечными связями.
11. Выбор единичной мощности

энергетических паровых котлов должен производиться по максимальному расходу свежего пара.
12. Для предварительного подогрева дутьевого воздуха паровых и водогрейных котлов рекомендуется применение воздушных калориферов, обогреваемых сетевой водой.
13. Для деаэрации подпиточной воды ТС в схемах теплофикации с открытым водоразбором на ГВС рекомендуется применять вакуумные деаэраторы с обогревом их паром или горячей водой.
14. Для обеспечения подачи воды в теплосеть в неотопительный период с температурой 70 °С в схеме ТЭЦ с вакуумным подпиточным деаэратором предусматривается специальный пароводяной подогреватель на линии воды за вакуумным деаэратором.

применительно к конкретному промышленному району, в который входят промпредприятия (ПП)

и жилищно-коммунальный сектор (ЖКС).
Определяющими факторами при выборе типа и количества оборудования ТЭЦ являются электрическая и тепловая нагрузки, их величины и структуры. Под структурой тепловой нагрузки понимают соотношение между теплофикационной нагрузкой, куда входят нагрузки на отопление, вентиляцию и ГВС потребителей, и производственной (технологической) для поддержания технологических процессов ПП.
Электрическая нагрузка ПО ТЭЦ слагается из нагрузок электроприемников промышленных предприятий, бытовых нагрузок ЖКС и нагрузок на собственные нужды.

ТЭЦ применяют блочные технологические схемы или схемы с поперечными связями.

При блочной структуре значительно упрощается тепловая схема и управление работой основного и вспомогательного оборудования станции, поэтому рекомендуют их применение, при них турбина соединяется с одним (моноблок) или двумя (дубль-блок) паровыми котлами.
На стадии выбора основного оборудования устанавливают головные агрегаты ТЭЦ. В случае, когда агрегаты значительно отличаются друг от друга по мощности, то в качестве первого вводимого агрегата принимают агрегат наименьшей мощности, или в случае, когда потребители района используют теплоту в виде пара и горячей воды, то – турбину типа ПТ, также наименьшей мощности. Это позволяет при вводе последующих агрегатов снизить капиталовложения в целом по ТЭЦ.
Важным этапом проектирования ТЭЦ является разработка ее принципиальной технологической схемы. Осуществляют выбор основного оборудования станции блочной структуры с принципиальной технологической схемой, рекомендуемой заводом-изготовителем. После выбора основного оборудования ТЭЦ необходимо проверить совпадают ли выбранные устройства с комплектом устройств, предлагаемого заводом-изготовителем. Если такого совпадения нет, то дать обоснование выбранному решению.

характеристики паровых турбин
На ТЭЦ применяют паровые конденсационные турбины

с регулируемыми отборами пара и турбины с противодавлением без конденсаторов: конденсационные турбины с регулируемыми теплофикационными (отопительными) отборами пара – типа Т; конденсационные турбины с регулируемым производственным отбором пара – типа П; конденсационные турбины с регулируемыми производственным и отопительным отборами пара – типа ПТ; турбины с противодавлением – типа Р и турбины с регулируемым производственным отбором пара и противодавлением – типа ПР.

турбин представляют собой следующее:
номинальная мощность – это наибольшая

мощность, которую турбина длительно должна развивать на зажимах генератора при номинальных значениях других параметров или при их изменениях, предусмотренных ГОСТ 3618–69.
максимальная мощность для конденсационных турбин с регулируемыми отборами пара и турбин с противодавлением – это наибольшая мощность (примерно на 20% выше номинальной), которую турбины должна длительно развивать при изменении расхода отбираемого пара, а также изменении давления пара в отборах (на выходе турбин типа Р) в допустимых пределах (ГОСТ 3618–69) и при номинальных значениях других параметров;
начальные параметры пара – давление и температура перед стопорным клапаном турбины;
давление регулируемого отбора – давление пара в отборном патрубке турбины перед задвижкой;
величина регулируемого отбора – расход пара из турбины для внешнего теплового потребления;

пара – наибольшие величины отбора, при которой турбина развивает номинальную

мощность, при минимальном расходе пара в конденсатор для турбин типов Т и ПТ или при максимальном расходе пара для турбин типов Р и ПР;
максимальная величина любого из регулируемых отборов пара у турбин типа ПТ – максимальная величина отбора, при которой турбина сохраняет номинальную мощность при нулевом другом регулируемом отборе;
номинальная температура регенеративного подогрева питательной воды – температура питательной воды за последним по ходу ее движения подогревателем при номинальных значениях всех основных параметров и расходе воды, равном расходу пара на турбину;
номинальная температура охлаждающей воды – температура на входе в конденсатор, при которой завод-изготовитель гарантирует, что турбина обеспечит необходимый удельный расход пара или теплоты.

производят так, чтобы регулируемые отборы пара на производство и отопление

были наиболее полно загружены, а пропуск пара в конденсаторы турбин был наименьшим. Поэтому с целью оптимального использования мощностей ТЭЦ базовую часть суммарной тепловой нагрузки района покрывают из отборов турбин, а пиковую ее часть – из пиковых источников теплоты, в качестве которых применяют водогрейные котлы или паровые котлы низкого и среднего давления (рисунок 10.1).
Т. е. максимальная тепловая мощность станции QmaxТЭЦ может быть представлена как

  (10.1)
 
где Qmaxотб, QmaxПК – соответственно максимальные тепловые нагрузки, покрываемые из теплофикационных отборов турбин и из пиковых котлов, МВт.

ТЭЦ
и пиковыми котлами.

величины оптимального отношения тепловой нагрузки, покрываемой из отборов турбин, к

максимальной мощности всех источников теплоты, называемого коэффициентом теплофикации

(10.2)


Оптимальное значение αТ=0,35÷0,7 для условий Сибири. В первом приближении принимают αТ = 0,5.
Тогда максимальная тепловая нагрузка, покрываемую из теплофикационных отборов турбин
 
  (10.3) 

По найденным величинам Qmaxотб и QТех производят выбор турбин ТЭЦ. После выбора турбин по (10.2) переопределяют коэффициент теплофикации в соответствии с фактической величиной Qmaxотб.

для котлов с давлением 10 МПа выбирают деаэраторы повышенного давления

типа ДП (таблица 10.1) по максимальному ее расходу и устанавливают по одному на блок. Деаэраторы повышенного давления позволяют помимо деаэрации питательной воды снизить количество регенеративных подогревателей высокого давления в тепловой схеме станции.
Питательные насосы. На ТЭЦ с блочными схемами при использовании энергоблоков с докритическими параметрами пара ( р ≤ 13,8 МПа) на каждый блок устанавливают по одному питательному насосу.
Производительность (подачу) питательного насоса принимают с запасом ≥ 5% над максимальным расходом питательной воды на котел Gн = 1,05 · Gпит, где Gпит – максимальный расход питательной воды на котел, равный максимальной паропроизводительности парового котла, кг/с.

пара на выходе из котла на величину падения давления в

тракте питательной воды и давления необходимого для подъема этой воды от оси насоса до верхнего коллектора испарительного контура для прямоточного котла или до уровня барабана для котла с естественной циркуляцией. В первом приближении давление питательного насоса принимают равным рн = (1,25…1,35) · р0, где р0 – – номинальное давление пара перед турбиной, МПа.
Определив производительность и давление выбирают питательный насос с электроприводом (таблица 10.2) либо с турбоприводом.
Давление во всасывающем патрубке питательного насоса должно обеспечивать бескавитационный его режим работы. Оно слагается из давления в деаэраторе, давления столба воды от уровня воды в баке деаэратора до оси насоса за вычетом гидравлических сопротивлений в трубопроводе и арматуре. Для энергоблоков на давление р0 ≤ 13,8 МПа высота размещения бака деаэратора над осью насоса должна быть на уровне 22 – 25 м. Для энергоблоков с закритическими параметрами (р0 = 23,54 МПа) применяются быстроходные питательные насосы с турбоприводом. Для повышения надежности их работы и снижения высоты размещения деаэратора устанавливают предвключенные бустерные насосы на давление 2…5 МПа. Суммарное гидравлическое сопротивление водяного тракта до входа в питательный насос принимают ≤ 0,01 МПа.

эжекторы, поступают комплектно с турбиной. Тем не менее, параметры конденсатных

насосов необходимо подвергнуть корректировке, учитывая конкретные условия работы паротурбинного цикла на станции.
Подачу конденсатных насосов определяют как
 
(10.4)
 
где Gmaxк – максимальный расход пара в конденсатор при конденсационном режиме работы турбины, находят по справочным данным.
Давление конденсатных насосов при одноподъемной схеме, применяемой в энергоблоках с барабанными котлами, определяют как
 
(10.5)
 
где рд – давление в деаэраторе, МПа, (таблица 10.1); Δрт.н – падение давления в тракте низкого давления – от конденсатора до деаэратора, МПа; γ, ΔНк – соответственно удельный вес воды, н/м3, и разность высот установки конденсатора и деаэратора, м.

резервом: два насоса со 100% подачей или три с 50%-й.

без резерва по «однониточной схеме».
Деаэраторы добавочной воды и

подпитки ТС выбирают для всей станции централизованно.
Для деаэрации добавочной воды, используемой в испарительных установках, применяют атмосферные деаэраторы типа ДСА на давление 0,12 МПа. Испарительные установки, в которых осуществляют возмещение потерь конденсата на станции, устанавливают у каждой турбины.
Производительность деаэратора подпиточной воды Gп.в, кг/с, должна соответствовать следующей величине:
для ЗВС
  (10.6)
для ОВС
(10.6′)
 
где Gут = α · Gср.г · ρср.г – потери сетевой воды с утечками, кг/с;
Gср.нг = Qср.нг / (с(tг – tх)) – расход сетевой воды в ОВС, определяемый по средненедельной тепловой нагрузке на ГВС (раздел 1), кг/с.

крупных ТЭЦ сетевые подогреватели устанавливают у каждой турбины без резерва.

Ремонт их предусматривают в летний период. Большое распространение получили горизонтальные подогреватели типа ПСГ, которые размещают непосредственно под цилиндрами турбин.
Еще в России серийно выпускаются вертикальные пароводяные сетевые подогреватели типа ПСВ. Вода подводится к верхней водяной камере и отводится от нее, пар подводится через боковой патрубок, а конденсат отводится из днища корпуса.
Сетевые насосы размещают по двум возможным компоновочным схемам: индивидуально у каждой турбины или централизованно в виде группы совместно работающих насосов. В случае индивидуальной компоновки устанавливают два насоса по 50% производительности каждый. При этом предусматривается один резервный насос на складе, если рабочие насосы одинаковые, или один на каждый тип насоса, если рабочие насосы разнотипные. В случае групповой компоновки – один резервный насос, если число рабочих насосов n ≤ 3, если n ≥ 4, то резервный насос не устанавливают.

и напор, устанавливают на основании результатов гидравлического расчета ТС и

пьезометрического графика.
Подача насосов должна быть равна суммарному расходу сетевой воды, необходимой потребителям теплоснабжаемого района, с учетом потерь воды с утечками.
Рабочий напор сетевых насосов определяют как
 
 
(10.7)


где ∆Нс.п = 20÷25 – потери напора в сетевых подогревателях, пиковых водогрейных котлах и коммуникациях, м; ∆Нп, ∆Наб, ∆Но – потери напора соответственно в подающей линии тепловой сети (ТС), в концевом абоненте и в обратной линии ТС, м.

После выбора сетевых насосов необходимо произвести их проверку на режим совместной работы с ТС (рисунок 10.2).

режим совместной работы сетевых насосов и ТС
1 – характеристика сетевых

насосов; 2 – характеристика ТС;
3 – рабочая зона сетевых насосов.

сетевые насосы относительно сетевых подогревателей устанавливают в виде одной или

двух ступеней подъема напора – ∆Нс.н.
В случае подогревателей типа ПСГ возможны обе схемы подъема. Напор насосов второй ступени определяют по (10.7) с тем отличием, что в величине ∆Нс.п не учитывается сопротивление сетевых подогревателей.
В случае использования подогревателей типа ПСВ, обладающих высокой прочностью с водяной стороны – 1,5…2,3 МПа (150…230 м), в основном применяют одноступенчатую схему подъема.

Подпиточные насосы также выбирают по результатам гидравлического расчета. В отличие от ЗВС, где ввиду низких расходов подпитки (10.6) и напоров подпиточные насосы имеют малую мощность, в ОВС расходы подпитки весьма значительны (10.6′). Напор подпиточных насосов для ОВС определяют по летнему режиму работы Нп.н = Нст + ∆Нл, где Нст – статический режим ТС, м. По величине подачи и напора производят выбор подпиточных насосов.

 
 

ПР-12-90/15/7 КТЗ
1 – подогреватель высокого давления; 2 – регулятор уплотнений;
3

– водоструйный эжектор – подогреватель; А – свежий пар;
Б – регулируемый отбор 1,2 – 1,8 МПа; В – выхлопной пар турбины
0,5 – 0,9 МПа (противодавление); Г – вход питательной воды; Д – выход питательной
воды; М – конденсат ПВД; а – пар из уплотнений; б и в – вход и выход эжектирующей
химически очищенной воды; г – пар на собственные нужды.

турбоустановки типа ПР-25-90
ЭС – эжектор сальникового подогревателя; ЭУ – эжектор

уплотнений;
СП – сальниковый подогреватель; КС – конденсатосборник;
П1 – подогреватель низкого давления; Д – деаэратор 6 кгс/см2;
П2 – П3 – подогреватели высокого давления.

турбоустановки типа ПТ-25-90
Э – эжектор основной; ЭУ – эжектор уплотнений;
П1

– П3 – подогреватель низкого давления; Д – деаэратор 6 кгс/см2;
П4 – П5 – подогреватели высокого давления.
 

турбоустановки типа Т-25-90
Э – эжектор основной; ЭУ – эжектор уплотнений;
П1

– П3 – подогреватель низкого давления; Д – деаэратор 6 кгс/см2;
П4 – П5 – подогреватели высокого давления.
 

турбоустановки типа Р-40-130.

турбоустановки типа ПТ-50/60-130.
 

турбоустановки Р-50-130/13 ЛМЗ
П1, П2, П3 – регенеративные подогреватели высокого давления;

А – свежий пар;
Б – пар к потребителю; В – питательная вода из деаэратора;
Г – питательная вода к парогенератору; Д – конденсат ПВД в деаэратор 0,6 МПа;
Е – из уплотнений.

конденсатор; КН – конденсатный насос;
П1 – П4 – подогреватели низкого

давления № 1, 2, 3, 4;
П5 – П7 – подогреватели высокого давления № 5, 6, 7;
ПН – питательный насос; СН – сливной насос;
СО – охладитель пара из промежуточных камер уплотнений; ЦВД, ЦНД, ЧСД, ЧНД – цилиндры высокого и низкого давления, части среднего и низкого давления; ЭЖ1 – основной эжектор; ЭЖ2 – эжектор к сальниковому подогревателю; А – свежий пар; Б – из промотбора на производство;
В – теплофикационный отбор; Г – производственный конденсат и добавочная обессоленная вода из вакуумного деаэратора; Е – конденсат сетевых подогревателей; С – питательная вода к парогенераторам; а – пар из уплотнений; в – на уплотнения; о – на эжекторы; д – из штоков.

ПТ-60/75-130/13.

турбоустановки типа ПТ-80-130.

турбоустановки типа Р-100-130/15.

– П4 – регенеративные подогреватели низкого давления;
П5 – П7 –

регенеративные подогреватели высокого давления;
ПСГ-1 и ПСГ-2 – горизонтальные подогреватели сетевой воды;
СН – сливной насос; ПН – питательный насос;
Д – деаэратор питательной воды; А – свежий пар;
Б – к парогенераторам; В – выход сетевой воды;
Г– вход сетевой воды; a – от штоков; b – на уплотнения.
 

Т-100/120-130-3.

турбоустановки типа Т-110/120-130.

турбоустановки типа Т-175/215-130.

турбоустановки типа Т-185/220-130.

турбоустановки типа Т-250/300-240.