Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Лекция 1. Вводная лекция

Целью изучения курса «Тепломеханическое и вспомогательное оборудование электростанций» является формирование у студентов необходимых знаний конструкций, процессов, расчетов теплообменного, тепломеханического оборудования и трубопроводов ТЭС и АЭС, а также выработка умения надежной эксплуатации этого оборудования.

Задачи изучения дисциплины заключаются в творческом усвоении:

- конструктивных схем, состава, протекающих процессов и режимов работы оборудования;

- методов и принципов расчета оборудования;

- классификации и правил технической эксплуатации оборудования;

- принципов и методов оптимизации и способов регулирования оборудования.

Курс базируется на знаниях и умениях, полученных при изучении дисциплин: «Высшая математика», «Химия», «Физика», «Теоретическая механика», «Гидрогазодинамика», «Термодинамика», «Тепломассообмен», «Тепловые и атомные электростанции».

Основное оборудование: котел, турбина, генератор, трансформатор.

Классификация вспомогательного оборудования

I. По трактам:

1) пароводяной тракт

а) оборудование, обслуживающее котлы (ПН, деаэраторы питательной воды, трубопроводы питательной воды, присоединительные паропроводы котлов, установки непрерывной и периодической продувки.

б) оборудование, обслуживающее турбины (теплообменное оборудование регенеративных установок, насосы, РОУ; теплообменники, подогреватели, насосы и деаэраторы системы подогрева сетевой воды, СП, сетевые и подпиточные насосы, баковое хозяйство, станционные трубопроводы)

2) Топливно-газо-воздушный тракт (дымососы, вентиляторы, золоуловители, оборудование систем пылеприготовления и т.д.)

II. По цехам (отделениям)

III. По назначению (теплообменное, насосное оборудование; РОУ, деаэрационное оборудование, ПВК, струйное оборудование и т.д.)

Все грузоподъемные механизмы, установленные для ремонта и обслуживания основного и вспомогательного оборудования, компрессоры для получения сжатого воздуха и дымовые трубы также относятся к вспомогательному оборудованию.

Общие соображения выбора вспомогательного оборудования

Выбору предшествует разработка и расчет тепловой схемы станции. Из расчета тепловой схемы определяются абсолютные величины потоков теплоносителя и его параметры, необходимые для выбора вспомогательного оборудования. Окончательный подбор вспомогательного оборудования производится по технико-экономическим расчетам, включая тепловой, гидродинамический и прочностной расчеты, производимые с учетом каталогов заводов-изготоаителей. Одновременно с выбором вспомогательного оборудования разрабатывается развернутая тепловая схема (РТС) станции.

Вспомогательное оборудование должно выбираться таким образом, чтобы обеспечивалась надежная и экономичная работа станции при наиболее характерных эксплуатационных режимах, а также при всех возможных режимах станции. Эти требования будут обеспечены, если выбранное оборудование будет удовлетворять данным расчета тепловой схемы, который выполняется для 3-4 характерных режимов.

Выбор числа однотипных единиц оборудования производится, исходя из расчетной производительности узла тепловой схемы, единичной производительности оборудования, требований взаимного резервирования и наиболее экономичной загрузки.

При выборе вспомогательного оборудования должны обязательно и строго соблюдаться правила всех госинспекций и надзорных организаций, а также нормы технологического роектирования.

Лекция 2. Регенеративные подогреватели

Подогрев конденсата и питательной воды паром, отработавшим в турбине, называют регенеративным подогревом. Отбор пара из промежуточных ступеней турбины для этой цели называют регенеративным отбором, подогреватели для подогрева воды таким способом-- регенеративными подогревателями. Пар регенеративных отборов производит в турбине работу, а тепло этого пара передается питательной воде и возвращается в котел. При этом расход тепла на образование в котле 1 кг пара уменьшается, общая экономичность электростанции возрастает.

Известно, что из всего количества тепла, подводимого к конденсационной турбине, только 25--30% превращается в механическую работу; 60--65% уносится охлаждающей водой конденсатора, а около 5% возвращается в котел с идущим на его питание конденсатом. В небольших паротурбинных установках регенеративная система состоит из 1--2 ступеней подогрева, а в крупных современных турбинах -- из 7--8 ступеней. При этом путем регенерации получают 5--8% экономии топлива. Применение отборов из промежуточных ступеней позволяет уменьшить размеры лопаток последних ступеней, конденсатора и некоторых узлов самой турбины.

Наивыгоднейшая конечная температура подогрева питательной воды зависит от многих факторов: начальных параметров ТЭС, способа использования температуры уходящих газов котельных агрегатов, стоимости оборудования электростанции. Практически, исходя из общей экономичности электростанции, подогрев питательной воды ограничивают температурой 145--230° С.

¦ Регенеративные подогреватели по принципу работы подразделяют на поверхностные и смешивающие.

В поверхностных подогревателях конденсат турбин или питательная вода прокачивается по стальным или латунным трубкам, а греющий пар омывает эти трубки снаружи и конденсируется на их поверхности. Температура пленки конденсата на трубках независимо от состояния пара (перегретый или насыщенный) приблизительно равна температуре насыщения пара при соответствующем давлении в паровом пространстве подогревателя. При передаче тепла от пара к воде температура нагреваемой воды всегда ниже температуры насыщения пара вследствие термического сопротивления стенки трубки и загрязнений на внутренней и наружной ее поверхности. Величина недогрева, т. е. разность температуры насыщения греющего пара и температуры воды на выходе из подогревателя, обычно 2--6° С. Недогрев воды в подогревателе определяет эффективность их работы. При проектировании и paсчетах подогревателей недогрев воды в них выбирают путем технико-экономических расчетов.

В смешивающих подогревателях питательная в да или конденсат непосредственно соприкасается с греющим паром.

В отечественных турбоустановках, как правило, применяют подогреватели поверхностного типа; смешивающим подогревателем в схемах является деаэратор. Температура воды в деаэраторах до стигает температуры насыщения греющего пара, т. е. недогрев практически равен нулю.

На рис. 1 показана принципиальная схема турбоустановк регенеративным подогревом питательной воды и конденсата. Питательная вода состоит из конденсата и химически очищенной воды.; Регенеративные подогреватели турбоустановок по схеме включения делятся на подогреватели высокого давления ПВД (ПЗ и П4) а низкого давления ПНД (П1 и П2). Как правило, в схемах турбо-] установок ПНД включают между конденсатными насосами КН и! деаэратором Д; ПВД устанавливают между деаэратором и парогенератором ПГ.

Подогреватели высокого давления с водяной стороны находятся под давлением воды питательных насосов или их первой ступени.



Рис. 1. Принципиальная схема турбоустановки с регенеративным подогревом питательной воды и конденсата: ПГ-- парогенератор, 7" --турбина, /" -- генератор, КН -- конденсатный насос, ОЭ -- охладитель эжектора, СО -- сальниковый охладитель, СП -- сальниковый подогреватель, П1 и Н'2 -- подогреватели низкого давления, КИ -- конденсатор испарителя, Л --деаэратор, ПН-- питательный насос, ПЗ и П4 -- подогреватели высокого давления

При этом давление воды 60--340 кгс/см2, а температура от 150 до 970° С. ПВД с паровой стороны работают при сравнительно высоких давлениях и температурах отборного пара.

Подогреватели низкого давления с водяной стороны находятся под сравнительно низким давлением, создаваемым конденсатными насосами и составляющим обычно 7--25 кгс/см2. Во избежание парообразования и гидравлических ударов в трубных системах подогревателей питательная вода или конденсат должны находиться под давлением, превышающим давление греющего пара.

Поток конденсата, перекачиваемый насосами и направляемый через группу подогревателей низкого давления в деаэратор, обычно называют потоком основного конденсата. В теплофикационных турбоустановках этот поток образуется из конденсата турбин и конденсата бойлеров, подаваемого в схему насосами бойлеров. В деаэраторе происходит смешение потоков основного конденсата турбины и дренажей (конденсатов) ПВД с другими потоками (пар из уплотнений, добавочная вода, выпар из расширителей продувки).

Поток воды, поступающей на всас питательных насосов и далее через группу ПВД в парогенератор, называют потоком питательной воды. В группу ПНД кроме подогревателей, питаемых отборным паром турбин, обычно включают сальниковые подогреватели СП и сальниковые охладители СО, охладители паровоздушной смеси эжекторов ОЭ, газоохладители генератора, конденсаторы испарителей КИ (при восполнении их потерь дистиллятом).

Сальниковые подогреватели и охладители предназначены для конденсации пара последних отсеков концевых уплотнений турбин; в них основной конденсат нагревается на 4--7° С. В охладителе эжекторов основной конденсат нагревается на 2--3° С. Газоохладители генератора представляют собой теплообменники, в которых основной конденсат подогревается на 5--7° С за счет тепловых потерь генератора.

Температура подогрева воды в регенеративных подогревателях ПВД и ПНД выбирается на основе технико-экономических расчетов примерно одинаковой и равной 25--30°С. Температура подогрева основного конденсата в конденсаторах испарителей составляет обычно 10--20° С.

В отечественных турбоустановках число регенеративных подогревателей и соответственно число отборов 5--9, температура питательной воды 218--265° С. Число отборов и температуру питательной воды определяют при технико-экономических расчетах. ^ увеличением числа отборов от 5 до 10 экономичность турбоустановки повышается на 0,2--0,6% на каждый дополнительный отбор в зависимости от конечной температуры питательной воды и их числа. Давления отборного пара не регулируются (нерегулируемые отборы) и определяются нагрузкой турбины. Если же регенеративный подогреватель подключен к регулируемому отбору, то регулятор поддерживает давление в нем постоянным в соответствии с требованиями теплового потребителя.

Подогреватели высокого давления имеют различные конструкции.

Подогреватели без трубной доски с U-образными стальным трубками, привариваемыми к коллекторам (тип БИП), устанавливали на отечественных турбоустановках до 1952 г. При эксплуатации этих подогревателей обнаружилась невысокая надежность из-за технологических дефектов в местах сварки трубок и приварки и! к коллекторам.

Подогреватели Таганрогского котельного завода вертикального типа с горизонтальными двойными спиралями, концы которых вварены в вертикальные стояки-коллекторы, типа ПВСС (подогрева- тель высокого давления спиральный, секционный) выпускали взамен подогревателей БИП.

С 1959 г. по настоящее время все отечественные турбоустановки на давления пара перед турбиной 90, 130, 240 и 300 кгс/см2 комплектуют подогревателями ПВ, выпускаемыми Таганрогским котельным заводом. В марке подогревателя указывается общая поверхность нагрева (1-я цифра), расчетное давление воды (2-я цифра), расчетное давление греющего пара (3-я цифра), например ПВ-250-180-33

Основные отличия подогревателей ПВ от ПВСС и БИП заключаются в следующем.

В подогревателях ПВ применяют встроенные, т. е. размещенные в одном корпусе и в одной трубной системе, охладители пара i охладители конденсата греющего пара. Встроенные пароохладители позволяют повысить температуру питательной воды и снизить недогрев до 0--2° С за счет отбора тепла перегрева пара. Кроме того путем снижения температуры пара в пароохладителе удается снизить температуры верхнего днища и корпуса подогревателя, повысить допускаемые напряжения и уменьшить благодаря этому толщину днища и корпуса.

Подогреватели БИП и ПВСС имели индивидуальную защите Подогреватели ПВ выпускают с групповой защитой и соответствен-] но с одним входным и одним выходным автоматическими клапана-] ми на всю группу подогревателей (2 или 3), что в значительной степени упростило схему и снизило сопротивление ПВД засчет сокращения общего числа клапанов.

Подогреватели ПВСС выполняли с верхним подводом питательной воды и верхним расположением фланцевого соединения корпуса; трубная система опиралась на корпус, устанавливаемый на фундаменте. При ремонте приходилось разболчивать патрубки питательной воды и фланцевое соединение корпуса и вынимать краном трубную систему вместе с верхним днищем и патрубками.

В подогревателях ПВ трубная система вместе с нижним днищем установлена неподвижно на фундаменте. При ремонте разболчивается только фланцевое соединение и паропровод и снимают] корпус. Нет необходимости в разболчивании фланцевых соединений на патрубках питательной воды. Фланцевое соединение располагается в нижней части корпуса, т. е. в зоне минимальных температур при постоянном омывании конденсатом греющего пара, в следствие чего облегчаются условия работы фланцевого соединения.

На рис. 2 показан подогреватель ПВ-350-230-21м. Он представляет собой сварную конструкцию и состоит из следующих основных частей: корпуса 1, трубных систем 2, 3 и 4, охладителя пара, собственно подогревателя и охладителя конденсата.

Съемная (верхняя) часть корпуса состоит из стальной цилиндрической обечайки диаметром 1500 мм с толщиной стенки 16 мм. В верхней части к обечайке приварено эллиптическое днище толщиной 16 мм. В нижней части к ней и днищу корпуса по оси приварены фланцы с отверстиями. Кроме того, к днищу корпуса по оси приварен патрубок подвода пара во встроенный пароохладитель. На цилиндрической части корпуса имеются штуцеры для присоединения водоуказательных приборов, отвода конденсата, отсоса воздуха, подвода конденсата греющего пара из следующих по ходу питательной воды ПВД.

Неподвижная нижняя часть корпуса состоит из металлического эллиптического днища той же толщины, что и верхнее; к днищу приварен фланец. В днище имеются вырезы, укрепленные накладками под приварку труб подвода и отвода питательной воды. Кроме того, в днище вварен пат-рубок отвода конденсата греющего пара. Днище приварено к кольцевой опоре с плитой для крепления на фундаменте. Фланцевое соединение уплотнено паранитовой прокладкой и прикреплено шпильками с колпачковыми гайками. Для возможности осуществления термической затяжки в шпильках имеются осевые отверстия диаметром 20 мм.

Рис.2. Подогреватель высокого давления ПВ-350-230-21 м.

Трубная система подогревателя представляет собой сварную конструкцию, состоящую из двух распределительных, двух коллекторных, четырех соединительных и центральной отводящей труб перегородок и двойных спиральных змеевиков. Спирали ПВД выполнены из стальных трубок с наружным диаметром 32 мм и толщиной стенки 3,5--5 мм в зависимости от расчетного давления питательной воды.

Коллекторные, центральные и распределительные трубы, сваренные в верхней части с помощью колен и сборника с соединительными трубами и скрепленные по высоте перегородками, образуют каркас трубной системы. Две распределительные трубы диаметром 168 мм состоят каждая из двух участков, разделенных вваренной диафрагмой с отверстием для дренажа диаметром 4 мм. Диафрагмы разделяют трубную систему на два хода питательной воды. Нижние концы распределительных труб соединены с впускным коллектором, вваренным в нижнее днище корпуса. В верхней части распределительные трубы соединены с помощью соединительным труб со сборной камерой.

В соединительные трубы вварены шайбы диаметром 80 мм, ограничивающие расход питательной воды в охладитель пара. Две коллекторные трубы диаметром 168 мм также состоят из двух участ- ков, разделенных вваренной диафрагмой с отверстием для дренажа диаметром 4 мм. Эти два участка соответствуют двум ходам питательной воды. Нижние концы коллекторных труб заварены донышками. В верхней части эти трубы соединены со сборной камерой.

В распределительных и коллекторных трубах имеются два ряда; отверстий диаметром 25 мм с разделкой для приварки змеевиков. Верхний конец центральной отводящей трубы диаметром 245 мм приварен к кованой сборной камере.

В верхней части трубной системы имеется отверстие, служащее воздушником при ремонте. Отверстие закрывают запорным клапаном с медной прокладкой и пробкой.

Схема с подогревателями смешивающего типа

Рис. 3. Схема регенеративного подогрева с подогревателями смешивающего типа

Достоинства:

1.

2. ех_п=ех_в

Недостатки:

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

Рис. 4. Узловая схема подогревателя смешивающего типа со сливом дренажа после себя

до 0,1-0,5 єС.

Достоинства:

по сравнению с обычной.

Недостатки:

Наличие большого количества перекачивающих насосов низкая надежность.

Рис. 5. Узловая схема подогревателя смешивающего типа со сливом дренажа после себя

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

Рис.6. Cхема 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. 7. Каскадная схема слива дренажей

Достоинства:

1. Высокая надёжность;

2. нет насосов - нет перепадов между отборами

Недостатки:

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



Рис. 8. Усовершенствованная схема каскадного слива охладителей дренажа

Рис. 9. Изменение температуры питательной воды

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

Рис. 10. Схема включения охладителей пара отборов

Рис. 11. Температурные напоры в подогревателе с ПО

Выносные охладители пара

Схема «Виолен»

Наличие выносных пароохладителей повышает экономичность установки за счёт снижения давления Рп₁ и большей выработки мощности паром этого отбора. При отсутствии ПО1 и ПО2 должна быть за ПВД1и ей соответствует более высокое давление Рп₁. При наличии пароохладителей за точкой смешения, а за ПВД1 1 t_ПВ1<Рп₁ меньше и выработка мощности этим потоком пара больше.



Рис.12. Схема включения выносных пароохладителей в схеме Виолен

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

Схема Рикора - Некольного

Рис.13 Схема включения выносных пароохладителей в схеме 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).

Рис. 14. Реальная схема регенеративного подогрева, применяемая на ТЭС

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

На рис. 15 показаны схемы включения регенеративных подогревателей высокого давления турбоустановок. По питательной воде ПВД, как правило, включаются в одну магистраль, но у мощ- ных турбоустановок (500 МВт и более) --в две магистрали с рас четным пропуском каждая в 50% расчетного расхода питательное воды.

Рис. 15. Схемы включения регенеративных подогревателей высокого давления: л -- для турбин типов т, тп и К на 90 кгс/см2 и 500° С, б --для турбин К-300-240 и большей мощности, Ш, /72 и ПЗ -- подогреватели высокого давления; - пар, -- питательная вода, -- конденсат, -- .-- . -- отсос неконденсирующихся газов

В схемы включены подогреватели П1, П2 и ПЗ, трубопроводы пара, питательной воды и основного конденсата, конденсата греющего пара (дренажа), отсоса воздуха со всей необходимой арма- турой. На паропроводах отбора установлены запорная задвижка i обратный клапан. Непосредственно перед каждым подогревателей установлена задвижка для отключения в случае его неисправности при необходимости ее используют для регулирования расхода пара на подогреватель.

Для удаления конденсата при прогреве паропровода перед пуском подогревателя до запорной задвижки врезана дренажная линия. Конденсат сбрасывается в паровое пространство соответствующего подогревателя. Камера отбора и участок трубопровода до обратного клапана также оборудованы дренажной линией, по которой дренаж при прогреве турбины сбрасывается в конденсатора При работе турбины этот дренаж закрыт. Если один из подогревателей отключен для ремонта при работе турбины, его паропровод остывает и в нем в результате конденсации пара скапливается.

При сбросе нагрузки и резком падении давления в отборе вода закипает, может попасть в турбину и сломать лопатки. Чтобы этого не произошло, перед обратными клапанами предусматривают постоянно действующие каскадные дренажи с ограничительными шайбами диаметром 5 мм. Количество и проходные сечения паропроводов отборного пара, конструкцию арматуры (запорные задвижке и обратные клапаны) выбирают из расчета минимальных потери давления. Обычно расчетные потери давления в паропроводах отбора 5--8%.

Регенеративных подогревателях турбоустановок, как правило, «меняют комбинированную схему отвода конденсата греющего ЯР д. каскадная для группы подогревателей с последующей подачей конденсата от всех подогревателей группы в линию основного * конденсата.

В подогревателях высокого давления дренажи каскадно сливаются в следующие по ходу пара подогреватели: из ПВД 7 в ПВД б и далее в ПВД 5 (рис. 15). Из ПВД 5 дренажи подогревателей вы сокого давления сливаются в деаэратор, где смешиваются с потоком основного конденсата.

Подогреватели низкого давления отечественных турбоустановок выполняют вертикальными. Они состоят из трех основных частей: верхней водяной камеры / с патрубками для подвода и отвода конденсата и с перегородками 2 для обеспечения необходимого числа ходов воды; корпуса 14 подогревателя; трубной системы 15, состоящей из каркаса, трубной доски и U-образных латунных трубок, развальцованных в трубной доске.

Каркас трубной системы образуется вертикальными связями (стойками) из швеллеров или уголков и направляющими перегородками 16, присоединенными сваркой или с помощью болтов. В перегородках просверлены отверстия под трубки. Перегородки предназначены также для направления потока пара и отвода конденсата, стекающего по трубкам.

Пар в подогреватель подводится через патрубок 4 в корпусе. Против патрубка установлен пароотбойный щиток 5, предохраняющий трубки от эрозии и действия потока пара, входящего в подогреватель с большой скоростью. Для удаления конденсата греющего пара паропровод имеет дренажи 6.

Расчетная поверхность нагрева заканчивается нижней перегородкой 12. Поверхность, образуемая гнутой частью трубок, предназначена для конденсации выпара, получающегося при расширении горячего дренажа, сливаемого каскадно из следующего подогревателя более высокого давления. Конденсат греющего пара отводится подогревателя через конденсатоотводчик прямого действия или регулирующий клапан, управляемый электронным автоматическим устройством.

Для удаления неконденсирующихся газов (воздух, углекислый яз), препятствующих теплообмену и попадающих в подогреватель с паром или через неплотности при работе под вакуумом, предусмотрена труба отсоса газов. Она выполнена в виде специального коллектора // или кольцевой трубы с отверстиями, располагаемыми на высоте 100--200 мм над нормальным уровнем конденсата. Здесь наблюдается наибольшая концентрация газов (в конце пути пара, где он практически весь сконденсировался).

Газы из коллектора отсасываются каскадно в следующий подогреватель (с более низким давлением) или конденсатор. На линии сброса устанавливают регулирующий вентиль или ограничительную шайбу, диаметр которой рассчитан примерно на 2,5% максимального расхода пара на подогреватель во избежание увеличенного его пропуска.

Трубные доски подогревателей связаны с верхней водяной камерой (кроме фланцевого соединения) 4--6 анкерными связями 18 для жесткости. Подогреватели за счет перегородок 2 в водяной камере имеют от 2 до 6 ходов. Подогреватели низкого давления выполняют, как правило, в одном корпусе без охладителей пара и охладителей конденсата.

Только у турбоустановок К-300-240, К-500-240 и К-800-240 один из ПНД имеет встроенный охладитель пара для работы ПНД на перегретом паре. Для этого часть трубного пучка заключают в специальный кожух, в который подвозится пар из регенеративного отбора турбины. Циркуляция части потока конденсата в охладителе обеспечивается благодаря специальным перегородкам в водяной камере. Первые по ходу конденсата и последние по ходу пара подогреватели выполняют в виде отдельных пакетов из U-образных трубок, ввальцованных в трубные доски, встроенные в конденсатор. Водяные камеры помещены с наружной стороны конденсатора, трубки ~М внутри его. Для защиты проточной части турбины при появлении свищей в латунных трубах на пакетах установлен специальный защитный кожух.

Конденсат из встроенного подогревателя сливается каскадно в конденсатор через гидравлический затвор высотой 12 м. Охладители конденсата греющего пара в ПНД устанавливают у отдельных подогревателей. Необходимость их установки обусловливается соответствующими технико-экономическими расчетами. Охладители конденсата выполняются выносными.

Тепловой расчет регенеративного подогревателя может быть поверочным и конструкторским.

В результате конструкторского расчета определяется поверхность нагрева и конструктивные размеры подогревателя.



Рис. 16. Принципиальная схема устройства подогревателя низкого давления: / -- верхняя водяная камера, 2 -- перегородка для воды, 3 -- патрубок для отвода конденсата, 4 -- патрубок для греющего пара, 5 -- пароотбойныи щиток, 6 -- дренажи паропровода греющего пара, 7 -- импульсные устройства сигнализатора уровня, 8 -- водоуказа-тельное стекло, 9 -- регулятор уровня, 10 -- место входа дренажа из последующего подогревателя, // -- коллектор для отсоса неконденсирующихся газов, 12 -- нижняя перегородка, 13 -- место отсоса газа и» последующего подогревателя, 14 -- корпус, 15 -- трубная система, 16 -- направляющая перегородка, 17 -- патрубок для подвода конденсата, 18 -- анкерная связь

Целью поверочного расчета является определение температуры одного из теплоносителей или величины недогрева. Исходные данные принимаются из теплового расчета или данных испытаний. К ним относятся расход нагреваемой воды и параметры греющего пара, ее давление и температура на входе в подогреватель.

Лекция 3. Сетевые подогреватели

Для отпуска тепла на тепловых электростанциях применяют два теплоносителя: воду и водяной пар. Как правило, для отопления и горячего водоснабжения в качестве теплоносителя используют воду, для промышленной технологической нагрузки -- водяной пар. Тепло, отпускаемое с ТЭЦ, берется из отбора турбин типа Т, ПТ или Р. Пиковые нагрузки покрываются теплом из паровых или водогрейных котлов.

Подробную схему отпуска тепла рассмотрим на примере современной ТЭЦ с турбинами ПТ-50-130/13 (рис. 1). Мощность турбины 50 МВт, начальные параметры -- давление 130 кгс/см2 и температура 565° С. Турбина имеет два теплофикационных регулируемых и пять нерегулируемых отборов пара. Верхний регулируемый отбор пара производится из цилиндра высокого давления ЦВД турбины. Отбираемый пар при давлении 10--16 кгс/см2 подводится к сборному паровому коллектору 1, откуда по паровым сетям поступает к потребителям. Этот пар используется главным образом на технологические цели. Конденсат отработавшего пара возвращается на станцию в конденсатный коллектор 2.

На случай останова турбины, а также для возможности покрытия пиковых тепловых нагрузок на ТЭЦ имеется редукционно-охладительная установка, которая редуцирует пар из котла до давления 10--16 кгс/см2 и при необходимости подает его в паровой коллектор. Пар из нижнего регулируемого теплофикационного отбора при давлении 0,7--2,5<кгс/см2 используется для подогрева воды, циркулирующей в тепловых сетях.

Теплофикационная сетевая подогревательная установка турбины ПТ-50-130/13 имеет две ступени подогрева сетевой воды (основную и пиковую) и соответственно две группы подогревателей (основные ОП и пиковые Я/7). Сетевая вода, возвращающаяся от потребителей, поступает в обратный водяной коллектор 3, проходит через фильтр-грязевик 5 и сетевым насосом СП подается в основной подогреватель ОП, где нагревается паром из нижнего регулируемого отбора. Давление пара в отборе искусственно регулируется в пределах 0,7--2,5 кгс/см2 в зависимости от требуемой температуры подогрева воды. Для подогрева сетевой воды до 80--85°С используется пар с давлением 0,7 кгс/см2. При необходимости подогрева воды до более высокой температуры повышают давление в отборе турбины. При давлении в отборе 2,5 кгс/см2 вода может °Ь1ть подогрета до 115--120° С.

Из основного подогревателя сетевая вода поступает или непосредственно в подающий водяной коллектор 4, или в пиковый подогреватель.

Классификация СП

1) По характеру расположения трубного пучка: вертикальные, горизонтальные

2) По характеру покрываемых тепловых нагрузок: пиковые и основные. Конструктивно основные и пиковые подогреватели различаются числом ходов по воде и давлением в корпусе.

Подогреватели сетевой воды, подогреватели ПСГ - горизонтальные теплообменники поверхностного типа с корпусами цельносварной конструкции.

Подогреватели сетевой воды содержат трубный пучок поверхность которого образована прямыми латунными трубами, развальцованными в трубных досках.

Для исключения повреждения труб, исключения опасных форм колебаний при вибрации в подогреватели сетевой воды установлены промежуточные перегородки.

Греющий пар поступает в подогреватели из соответствующего теплофикационного отбора турбин и конденсируется на поверхности труб пучка, внутри которых протекает и происходит нагрев сетевой воды.

Паропроводы к корпусу присоединяются через специальные диффузоры, внутри которых смонтированы концентрические рассекатели. Рассредоточение подвода пара по длине аппарата, применение двух подводов, в сочетании с входными устройствами обеспечивает равномерное распределение пара по длине поверхности, что с большой эффективностью используют подогреватели сетевой воды.

Рис. 1

Конденсат греющего пара с поверхности труб сливается в нижнюю часть корпуса и далее в конденсатосборник. Устанавливаются специальные сопла имеющие высокий коэффициент расхода при стекании конденсата и низкий расход в сторону. Этим ограничивается поступление в подогреватели вторичного пара, образующегося в конденсатосборнике от вскипания находящегося в нем конденсата при сбросах нагрузки турбины, тем самым обеспечивается защита ее от возможного разгона этим паром.

Защита нагревающейся поверхности трубок от эрозии со стороны входа пара обеспечена установкой в первом ряду пучка стальных трубок, в них не сетевой воды.

Подогреватели имеют компенсацию тепловых расширений труб за счет установки двойного линзового компенсатора.

Подогреватели сетевой воды обозначаются следующим образом:

ПСГ-800-3-8-I,

где ПСГ - подогреватель сетевой воды горизонтального исполнения,

800 - поверхность теплообмена по наружному диаметру труб, м²,

3 - максимальное рабочее давление греющего пара, кг/см абс,

8 - максимальное рабочее давление сетевой воды, кг/см,

I - модификация аппарата.

Подогреватели сетевой воды - модели: ПСГ-800-3-8-I, ПСГ-1300-3-8-I, ПСГ-1300-3-8-II, ПСГ-2300-2-8-I-II

Вопросы эксплуатации СП

1) Обеспечение бесперебойной работы аппаратов с расчетными параметрами теплоносителей в течение длительного времени

2) Обеспечение наиболее экономичной работы аппаратов с максимальным использованием тепла греющей среды

Наиболее ответственными операциями являются пуски и остановы СП, т.к. при этом конструкция подогревателей испытывает наибольшие термические напряжения.

Требования, предъявляемые к СП:

1) скорость воды в трубках >1 м/с, но <3 м/с. При режиме с максимальным расходом воды в качестве расчетной принимается скорость < 2,5 м/с. Верхний предел ограничивается возможностью возникновения ударной коррозии в трубках, завальцованных в трубную доску. Нижний предел обусловлен тем, что при скорости воды < 1 м/с коэффициент теплоотдачи резко снижается.

2) Скорость пара на входе трубной системы < 50 м/с - для насыщенного пара, < 75 м/с - для перегретого по причине эрозии трубок.

3) Давление воды должно быть больше давления пара из-за возможности вскипания в трубках и гидроудара. Давление воды должно быть таким, что при максимальной температуре воды запас на вскипание составляет 15-20 ⁰С.

Проектом должны быть предусмотрены:

4) отвод воздуха из трубной системы во избежание ухудшения теплоотдачи, появления воздушных мешков.

5) Выимка трубной системы: ремонт, ревизия, испытания.

6) Запорная и пробноспускная арматура: воздушники, водомерные стекла, освещение и удобное расположение.

7) Манометры и термометры: потери давления указывают на степень чистоты трубного пучка.

8) Защита от повышения давления воды при аварии трубной системы.

Лекция 4. Испарители и паропреобразователи

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.

єC

Количество пара, идущего в одноступенчатой схеме приблизительно равен очищенному.

Рис. 1. Схема испарителя

Многоступенчатые испарительные установки

Рис.2 Трёхступенчатая схема с параллельным питанием испарителей

Достоинство схемы: из одного расхода Dп5 можно получить три расхода Dи2 обессоленного пара.

Недостаток схемы: наличие продувки в каждом испарителе.

Трёхступенчатая схема с последовательным питанием испарителей

Рис.3 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 120єС, чтобы не было солевых отложений. В последующих ступенях давление ниже, чем в предыдущих

Рис. 4. Схема многоступенчатого испарения установки мгновенного вскипания

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.



Рис. 5. Включение испарительной установки в тепловую схему турбины (с потерей тепловой экономичности турбины)

Без потери тепловой экономичности

Рис. 6. Включение испарительной установки в тепловую схему турбины (без потери тепловой экономичности турбины)

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.

Рис. 7. Включение многоступенчатой испарительной установки в тепловую схему турбины

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.

Рис. 8. Включение многоступенчатой испарительной установки в тепловую схему турбины

Расход пара определяется на основе теплового баланса испарителя.

определяется в точке пересечения Рп₅ и процесса расширения пара в турбине.



Рис. 9. Включение испарительной установки в тепловую схему турбины (без потери тепловой экономичности турбины)

єС - температурный напор в испарителе

Dи₂ - расход дистилята для восстановления потерь

Dи₂ 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 Dи2 в балансе испарителя и определить Dп5. 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 %.

Лекция 5. Вспомогательное теплообменное оборудование

Охладители конденсата

Охладители конденсата предназначены для охлаждения конденсата греющего пара подогревателей низкого давления и подогревателей сетевой воды систем централизованного теплоснабжения, подключенных к ГРЭС, ТЭЦ и промышленным котельным. Тепло, выделяемое при охлаждении конденсата греющего пара, используется для подогрева более холодного основного конденсата в системе регенерации турбоустановки, обеспечивая экономию тепла в цикле. Охладители конденсата могут использоваться для утилизации тепла конденсата греющего пара пароводяных теплообменных аппаратов, применяемых в различных котельных и производственных технологических системах, использующих неагрессивные, охлаждающие жидкости, а также утилизации тепла горячей воды для систем хим. водоочистки котельных установок малой мощности.

Устройство, принцип работы

Охладитель конденсата типа ОГ представляет собой водоводяной теплообменник горизонтального типа, состоящий из 2-х (ОГ-12М) или 4-х (ОГ-24М; ОГ-35; ОГ-130; ПНГ-130) одинаковых секций, включенных последовательно по обоим теплоносителям с соблюдением принципа противотока. Охладители конденсата ОГ-6 и ОГ-32 представляют собой водоводяные теплообменники горизонтального типа, состоящие из одной секции .

Охладители конденсата типа ОК представляют собой кожухотрубныи однокорпусной теплообменник горизонтального типа, основными узлами которого являются корпус, трубная система, съемные передняя и задняя камеры. Корпус охладителя выполняется из стальной трубы с приваренными воротниковыми фланцами. Трубная система состоит из двух стальных трубных досок, с завальцованными в них прямыми латунными или углеродистыми трубками, свободной продольной перегородки, поперечных перегородок, имеющих вырез в четверть круга и крышки плавающей головки со стяжными полукольцами и паронитовой прокладкой для уплотнения. Передняя трубная доска -неподвижная и крепится между фланцами корпуса и передней водяной камеры, задняя доска - плавающая. Передняя и задняя водяные камеры выполнены сварными из труб, воротниковых фланцев и штампованных эллиптических днищ.

Охладители конденсата типа ОВ представляют собой водоводяные теплообменники вертикального исполнения. Основными узлами ОВ-40М и ОВ-150-3А являются: верхняя водяная камера, корпус и трубная система.

Трубная система этой группы охладителей состоит из трубной доски, в которой развальцованы концы U-образных стальных труб, и кожуха. Последний охватывает снаружи трубный пучок, что позволяет свести к минимуму холостые протечки охлаждаемого конденсата мимо трубного пучка. Эти же цели преследует установленный в центре пучка охладителя (между участками труб с самым малым гибом) вытеснитель, приваренный в верхней части к трубной доске.

Охладитель ОВ-140М является жестко-трубным аппаратом, в котором трубные доски, трубная система, корпус и водяная камера охлаждаемого конденсата (на корпусе) с патрубками представляют единый узел.

Во всех охладителях типа 0В применена противоточная схема движения теплоносителей.

Газоохладители компрессорные предназначены для комплектации поршневых компрессоров и компрессорных установок, выполняют функции промежуточных и концевых теплообменников для охлаждения сжатых в ступенях компрессоров различных рабочих газов.

Имеют вертикальное и горизонтальное исполнение. Изготавливаются из углеродистых, низколегированных и коррозионностойких сталей, с продольнооребренными трубами из алюминиевого сплава АМГ, а также с трубами из углеродистых сталей.

Маслоохладители

При выборе материалов для элементов конструкции маслоохладителей необходимо учитывать ряд факторов: коррозионную активность охлаждающей воды и связанную с ней коррозионную стойкость теплообменных трубок; теплогидравлические характеристики трубок и их адгезионные свойства; совместимость в одном аппарате разных материалов; технологические особенности сборки аппаратов с трубками из выбранного материала и стоимостные факторы. Корпус маслоохладителя и его детали обычно изготавливаются из листовой углеродистой стали. Трубные доски изготавливаются из толстолистовой углеродистой стали или из различных латуней. На большинстве ТЭС в маслоохладителях установлены трубки из латуни Л68, что не соответствует современным представлениям по этому вопросу [2,4,7,8]. При наличии технико-экономических обоснований и применении в маслоохладителях трубок из коррозионно-стойких сталей допускается изготовление водяных камер и трубных досок из сталей 12Х18Н10Т или Х23Н17М2Т [8]. В последнее время в маслоохладителях все чаще стали устанавливать трубки из нержавеющей стали, что, с учетом повышения агрессивности охлаждающей воды и требований к экологической безопасности ТЭС, по-нашему мнению, более целесообразно.

При использовании в маслоохладителях трубок из нержавеющей стали необходимо учитывать снижение теплопроизводительности аппаратов из-за пониженной в 6-7 раз теплопроводности стали по сравнению с латунью.

В последнее время широко обсуждается вопрос о применении в трубных пучках теплообменных аппаратов, трубок из титановых сплавов. Следует обратить внимание на то, что при высоких коррозионных и адгезионных свойствах титана остаются пока нерешенными вопросы защиты “черного” металла трубных досок от электрохимической коррозии из-за соприкосновения его с титаном, а также недостаточной устойчивости титана к фрикционному износу и коррозионной нестойкости титана в щелочных растворах при рНі10. Определяющим фактором является также повышенная в сравнении с другими материалами стоимость титана.

Увеличение габаритов маслоохладителей для турбоустановок большой мощности потребовало от разработчиков и изготовителей пересмотра ряда принципиальных положений по конструкции аппаратов, связанных, в частности, с применением новых поверхностей, интенсифицирующих процесс теплообмена - различно профилированных и оребренных трубок [2,4,6-8,9].

Известны конструкции маслоохладителей с трубками, имеющими винтовое накатное оребрение [9], продольное приварное оребрение [2,8], винтовое проволочное петельное оребрение [2,8] и другие. К весьма эффективным следует отнести сравнительно новые маслоохладители типа МП-165 и МП-330 (для турбин К-300-240, К-500-240 и К-800-240 ЛМЗ), имеющие нержавеющие трубки с поперечными ребрами, выпущенные ЛМЗ взамен ранее изготавливаемых М-240 и М-540. Однако эти новые конструкции имеют, по-нашему мнению, и недостаток - сравнительно низкие скорости масла, что определяется не оптимальной компоновкой трубного пучка аппарата.

Оптимизация компоновки трубных пучков теплообменных аппаратов, в том числе маслоохладителей, является одним из наиболее перспективных направлений их совершенствования [2,4,7,8,11]. Оптимизация должна проводиться на основе комплексного расчета тепловых, гидродинамических и надежностных характеристик каждого конкретного аппарата. Методика такого оптимизационного расчета представлена в [4,7]. Данная методика разработана для маслоохладителей как с гладкими трубками, так и с профильными витыми трубками (ПВТ), применяемыми в энергетике [7]. В дополнение к ранее известным методикам [2,8] реализована уточненная методика позонного расчета маслоохладителей, позволяющая учитывать изменение параметров масла в различных зонах аппарата, выделяемых по ходу течения масла. По-другому учтен и один из основных факторов, определяющих эффективность работы маслоохладителей, - фактор протечки масла в отверстиях промежуточных перегородок и в зазорах между промежуточными перегородками и корпусом.

Рис. 1. Схема течения масла в элементе трубного пучка маслоохладителя с перегородками типа “диск-кольцо” и неуплотненными зазорами: I,II - номер зоны; d1, d2, d3 - зазоры между корпусом и кольцевой перегородкой, в отверстиях кольцевой и дисковой перегородок; Gп - расход масла через пучок; t - температура масла

В каждой из зон масло разделяется на два или три потока: Gпi - сквозь пучок; - в зазоре между кольцевой перегородкой и корпусом (в зонах над кольцевой перегородкой, см. зону I на рис.2) и , - в зазорах между трубкой и стенками отверстий промежуточных перегородок, соответственно кольцевой и дисковой. Далее рассчитывались средневзвешенные температуры масла каждого из потоков. При этом расходы масла Gпi, , и определялись в итерационном цикле аналогично [2 ,8 ]. В процессе расчетов при определенной величине вязкости средний расход масла через трубный пучок становился отрицательным. Это означало, что масло не достигает крайних рядов трубок, т.е. в аппаратах имеются застойные зоны. После внесения изменений в компоновку трубного пучка, в частности, уменьшения количества рядов трубок по глубине пучка, теплогидравлический расчет повторялся.

Повышенная герметичность и надежность соединения трубок с трубными досками может быть достигнута за счет применения новой технологии, разработанной в Санкт-Петербургском государственном морском техническом университете [13 ]. Эта технология представляет собой вальцевание трубок с использованием, сформированных с помощью специального инструмента кольцевых рельефов на металле в отверстиях трубной доски (рис.3).

а б

Рис.2. Способ крепления трубок в трубных досках: а- отверстие в трубной доске с кольцевыми рельефами; б - узел крепления трубки в трубной доске после вальцевания

Выбор теплообменников в тепловой схеме

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: ;Р₂; ; Р_цв).Устанавливается один или два на турбину, резервный конденсатор не предусмотрен.

Сетевые подогреватели входят в комплект поставки турбины (выбирают по: Рт, Рт₂,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.

Лекция 6. Деаэраторы

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)

Вакуумные деаэраторы

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.

...