Выбор вспомогательного оборудования ТЭС

Выбор насосов

Питательные насосы являются важнейши­ми из вспомогательных машин паротурбинной электростанции; их рассчитывают на подачу питательной воды при максимальной мощно­сти ТЭС с запасом не менее 5 %.

В отечественных энергоблоках с давлением пара 13,0 МПа, мощностью 150/160 и 200/ 210 МВт применяют питательные электрона­сосы; ранее применяли по два рабочих и один резервный в энергоблоке с подачей по 50% полного расхода воды каждый, в настоящее время — один рабочий и один резервный (в запасе на складе) в энергоблоке, каждый на 100 % полного расхода воды, или 2 по 50 %. без резерва. Соответственно выбирают и бус-терные (предвключенные) насосы, также с электроприводом.

В энергоблоках с давлением пара 24,0 МПа, мощностью 300 МВт применяют по одному рабочему пита­тельному насосу полной подачи с приводом от паровой турбины с противодавлением и один пускорезервный электронасос с гидромуфтой на 30—50 % полной подачи.

Для энергоблоков 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. Бустерные насосы в этих энергоблоках, а также в новых энергоблоках 300 МВт имеют общий с главным питатель­ным насосом привод от турбины через редук­тор.

На ТЭЦ блочной структуры (с турбинами Т-250-240) питательные насосы выбирают аналогично соответствующим конденсацион­ным энергоблокам (300 МВт) — по одному рабочему с приводной турбиной с противодав­лением.

На электростанциях неблочной структуры, входящих в энергосистему, общую подачу во­ды питательными насосами принимают такой, чтобы при выпадении наиболее крупного насо­са остальные обеспечивали подачу воды на все установленные паровые котлы при номи­нальной их паропроизводительности.

При выпадении одного из насосов на ТЭЦ, работающей в энергосистеме, остальные долж­ны обеспечить такую подачу воды, при кото­рой ТЭЦ отпускает полное количество произ­водственного пара, теплоту в количестве, определяемом средней температурой самого холодного месяца, с допустимым снижением электрической нагрузки на мощность одного турбоагрегата.

Если рабочими приняты турбонасосы, то устанавливается хотя бы один электронасос для первоначального пуска электростанции.

Рисунок 64- Определение напора питательных насосов электростанции с барабанными паровыми котлами:

ПБ — питательный бак

Определение давления питательных насо­сов. В случае установки паровых котлов типа Е (барабанных) с естественной циркуляцией и включения питательного одноподъемного насоса после деаэратора (рис. 64) давление питательной воды после насоса должно соста­вить; МПа:

 

р_н=р_б.м+Н_н g*10^-6+р_с.н,

 

где с учетом работы предохранительных кла­панов наибольшее допустимое давление в па­ровом котле р_б.м= (1,05…1,08)р_б;

Р_в — рабо­чее давление в паровом котле, МПа;

Н_н — высота подъема воды от оси питательного на­соса до уровня воды в барабане, м;

р_н — сред­няя плотность питательной воды в напорных линиях, кг/м3;

р_с.н — суммарное гидравличес­кое сопротивление оборудования (регенера­тивных подогревателей высокого давления, на­порных трубопроводов с арматурой, экономай­зера парового котла и др.);

g— ускорение свободного падения, м/с². Скоростным напо­ром на входе воды в барабан парового котла пренебрегаем.

Давление воды на входе в питательный на­сос, МПа, составляет:

 

Р_в = р_д +H_{в *} g—p_c.в,

 

где р_д— давление в деаэраторе, МПа;

р_с.в— гидравлическое сопротивление трубопроводов, подводящих воду из деаэратора к насосу, с арматурой, Мпа;

Н_в — высота уровня воды в деаэраторном баке относительно оси пита­тельного насоса, м. Значение Н_в выбирают из условия предотвращения вскипания воды на входе в питательный насос и явлений кавита­ции в насосе; на современных электростанци­ях для различных конструк­ций питательных насосов Н_в~20…25 м;

_в — плотность воды в подводящих трубопроводах, кг/м³.

Если пренебречь скоростными напорами воды на входе в насос и выходе из него, соз­даваемое им повышение давления, Мпа, равно:

 

р _п.п=р_н-р_в=р_б.м-р_д+ Н_н g*10^-6- H_{в *} g*10^-6+р_с.в=р_б.м-р_д+ *10^-6+р_с,

 

где h=H_н—Н_в— высота подъема воды из де­аэратора в барабан парового котла, м;

— средняя плотность питательной воды в напор­ной и входной линиях насоса;

р_с=Р_с.н+р_с.в — суммарное сопротивление напорного и вход­ного трактов питательной воды, МПа.

При установке прямоточных паровых кот­лов необходимое давление воды на выходе из питательного насоса составляет:

 

Р_н = Р_п.к+Р_с.п.к + Р_с.н + Н_н g • 10^-6,

 

 

где р_п.к=Р_о+ р_о — давление пара на выходе из парового котла, МПа;

р₀ — давление пара перед турбиной;

р₀ — потеря давления в паропроводе от парового котла до турбины; Р_с.п.к=4…5 МПа — гидравлическое сопротив­ление парового котла;

Н_н — высота подъема воды от оси питательного насоса до верхней точки трубной системы парового котла, м; Р_н — плотность воды в нагнетательном тракте, кг/м³.

Давление воды на входе в насос и повы­шение давления в насосе определяются ана­логично предыдущему.

Конденсатные насосы выбирают в мини­мальном по возможности числе — один 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 учетом регенеративных отборов. Конденсатные насосы теплофикационных тур­бин выбирают по конденсационному режиму работы с выключенными теплофикационными отборами для внешнего потребителя.

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.

При выполнении части ПНД смешивающи­ми (контактными) после них может потребо­ваться дополнительный перекачивающий на­сос. Между смешивающими подогревателями перекачивающий насос не требуется, если по­догреватель более низкого давления устанав­ливается выше следующего за ним подогрева­теля более высокого давления, чем обеспечи­вается переток воды из одного подогревателя в последующий. К перекачивающим насосам требуются, естественно, резервные насосы.

Насосы охлаждающей воды конденсаторов турбин («циркуляционные») выбирают обычно 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.

Важно отметить, что к циркуляционным насосам резерв не устанавливают. Их произ­водительность выбирают по летнему режиму, когда температура охлаждающей воды высо­кая и требуется наибольшее ее количество. В зимнее время, при низкой температуре воды, расход ее существенно снижается (примерно вдвое), и часть насосов фактически является резервом (один на турбину, например при индивидуальной их установке, или один на две турбины при централизованной их установке).

Насосы для питания водой вспомогатель­ных теплообменников (испарители, паропреобразователи, сетевые подогреватели) выбирают преимущественно централизованно на всю электростанцию или часть ее секций в воз­можно наименьшем числе (один-два рабочих насоса) с одним резервным, имеющим подачу рабочего насоса (при четырех сетевых насо­сах резервный не устанавливают).

Подпиточных насосов тепловой сети при закрытой системе горячего водоснабжения устанавливают два, при открытой системе — три, включая в обоих случаях резервный на­сос.

Дренажные (сливные) насосы конденсата из регенеративных подогревателей устанавли­вают без резерва, при этом выполняют резерв­ную линию каскадного слива дренажа в сосед­ний регенеративный подогреватель более низ­кого давления.

Конденсатные насосы сетевых подогрева­телей (и паропреобразователей) выбирают индивидуально, один или два рабочих на турби­ну, с резервным у сетевого подогревателя ниж­ней ступени, имеющим подачу рабочего насо­са (конденсат из этих теплообменников сос­тавляет основную часть всего потока пита­тельной воды паровых котлов).

Давление насосов определяют с учетом давления и гидравлических сопротивлений в элементах оборудования и системе трубопро­водов.

Давление основных конденсатных насосов турбины, МПа, определяют (без учета дина­мических напоров) следующим образом:

 

р_к.н=р_д-р_к+ *10^-6+р_с.к,

 

где р_к — давление в конденсаторе турбины;

h_K — высота подъема конденсата от уровня его в конденсатосборнике конденсатора до уровня в деаэраторном баке, м;

_к — средняя плотность конденсата в его тракте;

р_ск — об­щее гидравлическое сопротивление тракта кон­денсата (регенеративные подогреватели низ­кого давления, трубопроводы с арматурой).

При включении в тракт конденсата уста­новки химического обессоливания, обычно между конденсатными насосами первого и второго подъемов, определяют в отдельности необходимое давление насосов первого и вто­рого подъемов.

Выбор теплообменников

Регенеративные подогреватели ТЭС уста­навливают индивидуально у каждой турбины, без резерва.

Обычно принимают по одному корпусу в каждой ступени подогрева, т. е. применяют «однониточную» схему подогревательной уста­новки, однако встречаются «двухниточная» и даже «трехниточная» схемы в зависимости от мощности энергоблока и типа ПВД.

Так, первоначально в дубль-блоках 300 и 500 МВт применяли две параллельные груп­пы регенеративных подогревателей высокого давления с половинным пропуском воды через каждую группу.

В дальнейшем в энергоблоках 300 и 500 МВт стали применять по одной группе ПВД, рас­считанных на полный пропуск воды, в энерго­блоках 800 и 1200 МВт пока допускается при­менение двух групп П-ВД.

Во всех указанных энергоблоках, за ис­ключением энергоблока с двухвальным турбо­агрегатом 800 МВт, применяют по одной груп­пе подогревателей -низкого давления.

На ТЭЦ применяют индивидуальные реге­неративные установки с однокорпусными по­догревателями, в том числе и в турбоустановке Т-250-240.

Деаэратор питательной воды принимают воз­можно большей пропускной способности. На энергоблок или секцию, включающую турбо­агрегат с обслуживающими его паровыми котлами, устанавливают по одному или по два деаэратора. На ТЭС неблочной структуры предусматривается возможность ремонта од­ного деаэратора при работе остальных. Объем баков деаэрированной воды рассчитывают на пятиминутный запас воды на ТЭС с блочной структурой и на десятиминутный на ТЭС не­блочной структуры при работе с максималь­ной нагрузкой.

В зависимости от соотношения пропуска воды через деаэратор и нужного объема баков принимают по одному, иногда по два деаэра­тора на один бак или же по одному деаэрато­ру на два бака, соединенных между собой ли­ниями пара и воды.

Деаэраторы добавочной воды паровых кот­лов и подпиточной воды тепловой сети выби­рают централизованно для всей электростан­ции и для отдельных ее очередей.

Испарительные установки для возмещения внутренних потерь пара и конденсата устанав­ливают индивидуально у каждой турбины. Резервных корпусов не применяют.

Многоступенчатые испарительные установ­ки и паропреобразователи, использующие пар из регулируемых отборов турбин, выби­рают индивидуально для каждой турбины или централизованно для всей ТЭЦ или ее очере­ди (если при централизованной установке можно укрупнить корпус и уменьшить число корпусов). В многоступенчатых испаритель­ных и многокорпусных паропреобразовательных установках целесообразно иметь один ре­зервный корпус.

Сетевые подогреватели ТЭЦ устанавлива­ют индивидуально у турбин, без резервных корпусов, поскольку они работают только во время отопительного сезона и лишь часть их работает в летнее время, неся бытовую на­грузку горячего водоснабжения. Сетевые по­догреватели применяют также на первом и од­ном из 'последующих энергоблоков КЭС с про­пускной способностью каждой 80% макси­мальной тепловой нагрузки.

Пылеприготовительные установки

Пылеприготовительные установки выпол­няют преимущественно по индивидуальной системе, обычно с замкнутой, иногда с разом­кнутой схемой сушки топлива.

В замкнутых схемах уголь подсушивается горячим воздухом в мельнице. Выделенная при подсушке влага в виде водяных паров вводится в топочную камеру; водяные пары смешиваются с газообразными продуктами горения подсушенного топлива, проходят че­рез газоходы парового котла и удаляются из него с общим потоком уходящих газов.

Оборудование пылеприготовления с замк­нутой схемой сушки устанавливают индивиду­ально у каждого парового котла. При сжига­нии углей с малым выходом летучих (АШ, тощий уголь и др.), требующих тонкого раз­мола, применяют тихоходные шаровые бара­банные мельницы (ШБМ) и систему пыле­приготовления с промежуточным бункером пыли. Благодаря пылевому бункеру угольные мельницы можно загружать полностью, неза­висимо от нагрузки парового котла. Если бун­кер заполнен пылью, мельницы можно оста­навливать, экономя при этом электроэнергию на размол угля. При ШБМ это имеет большое значение, так как энергия расходуется в ШБМ на подъем мелющих шаров и потребля­емая ими мощность не зависит практически от расхода топлива. Следовательно, эти мель­ницы потребляют постоянную мощность, оди­наковую при полной нагрузке и холостом хо­де, а удельный расход энергии на размол не­прерывно снижается с ростом нагрузки.

При использовании мягких бурых углей и каменных углей с относительно большим вы­ходом летучих (более 30 %.) допускается бо­лее грубый помол и применяют быстроходные молотковые мельницы (ММ). Мощность, по­требляемая этими мельницами, возрастает с увеличением их нагрузки; холостой расход энергии составляет 40—60 %. полного расхода. Такие мельницы применяют обычно в сочета­нии с более простой системой пылеприготов­ления — с непосредственной подачей пыли в топочную камеру, без промежуточного бунке­ра пыли. При длительном снижении нагрузки котла часть этих мельниц выключают.

Мельницы на новых крупных ТЭС выбира­ют обычно наибольшей имеющейся производи­тельности (50—70 т/ч). На паровой котел про­изводительностью 420 т/ч и более устанавли­вают две-три шаровые барабанные мельницы общей производительностью, обеспечивающей ПО %, номинальной нагрузки парового котла, или четыре — восемь (не менее трех) молот­ковых мельниц; при выходе одной из них ос­тавшиеся должны обеспечить не менее 90 %. нагрузки парового котла. Влажность пыли выбирается из условия надежной ее текучести, в частности для антрацита и тощего угля — ниже гигроскопической.

Кроме шаровых барабанных и молотковых мельниц для размола каменных углей применя­ют среднеходные мельницы.

Размол мягких бурых углей и торфа про­изводят также в мелющих вентиляторах (MB). Их применяют на электростанциях, ис­пользующих бурые угли.

Шаровые барабанные мельницы (ШБМ) номиналь­ной производительностью 50 т/ч по АШ получили зна­чительное распространение на энергоблоках 200 и 300 МВт для размола преимущественно АШ.

Мельницы Ш-50А имеют барабан диаметром 3,7 м при длине 8,5 м, допускающий перевозку его по желез­ной дороге в собранном виде. Привод выполнен с косозубыми шестернями шириной 800 мм. Шаровая загрузка равна 100 т. Продолжительность работы достигает 20 000 ч. В новых мельницах типа Ш-50 (ШБМ-400/&00) также применяют косозубые шестерни, частота враще­ния составляет п = 0,76.

Более крупные мельницы Ш-70 с диаметром бара­бана 4,0 и длиной 10,0 м для энергоблоков 300 МВт и ШБММ-70 с диаметром барабана 3,4 и длиной 13,6 м для энергоблоков 800 МВт с центральным пылезаводом рассчитаны на производительность 70 т/ч по АШ. Мельницы ШБММ-70 имеют механическую выгрузку уголь­ной пыли.

Крупные молотковые мельницы с диаметром рото­ра 2 м и больше и окружной скоростью до 80 м/с используются, в частности, для энергоблоков 300 и 500 МВт. Эти мельницы (ММТ) 2000/2600/735, 2600/2550/590 и 2600/3350/590 производительностью соответственно 24, 40 и 55 т/ч по экибастузскому углю имеют центробежные сепараторы. Мельницы ММТ 2600/3350/590 выполняют также с инерционным сепа­ратором производительностью 100 т/ч по сырому назаровскому углю.

Современные молотковые мельницы и их пылесистемы работают с избыточным давлением, создаваемым основным дутьевым вентилятором или вентилятором го­рячего дутья. Тонина помола регулируется шиберами или створками при постоянном расходе воздуха в пылесистеме.

Продолжительность работы бил при размоле мало­абразивных топлив равна 700—1500 ч; при размоле абразивных топлив производительность мельниц сни­жается примерно на 20%.

Среднеходные мельницы (СМ) изготовляются про­изводительностью 16 т/ч и разработаны с производи­тельностью 50 т/ч (трехвалковая мельница МВС-240) по каменному углю. При применении износостойких металлов (чугун 300Х13ГЗМ и др.) срок службы валков и размольных столов достигает 4000 и 6000 ч. Приме­нение СМ для размола каменных углей перспективно, в частности они освоены для паровых котлов с жидким шлакоудалением и прямым вдуванием пыли. Прове­ряется работа СМ в энергоблоке 300 МВт на экибастузском угле. Целесообразно применение также ролико­вых среднеходных мельниц производительностью 80— 100 т/ч по каменному углю.

Расход электроэнергии на пылеприготовление в за­висимости от вида угля и типа мельницы составляет, кВт-ч/т:

 

Вид угля Тип мельницы

Каменные угли (ГСШ) . . . 27—30 20—24 16—18

Бурые угли (подмосковный) 14—16 7—10 —

 

Мельницы-вентиляторы для размола мягких топлив (бурые угли, торф) освоены производительностью до 40 т/ч и разработаны производительностью до 60 т/ч (по лигниту с теплотой сгорания около 5000— 6000 кДж/кг) в системе пылеприготовления с газовой сушкой и пылеконцентраторами. Диаметр ротора круп­ных мельниц-вентиляторов достигает 3,3 м при ширине колеса 0,8 м; частота вращения 490 об/мин, окружная скорость 85 м/с.

В пылеприготовительных установках кон­тролируются, в частности, бесперебойное по­ступление топлива в мельницы, уровень пыли в бункерах (не менее 3 м для обеспечения ра­боты питателей); температура пыли в бунке­рах, исправность предохранительных клапа­нов.

Тягодутьевые машины

К тягодутьевым машинам относятся дымо­сосы и дутьевые вентиляторы. Для паровых котлов с наддувом на газомазутном топливе вместо дутьевых вентиляторов применяют воздуходувные машины. Дымососы при этом не требуются; их устанавливают пока как ре­зерв на время освоения паровых котлов с над­дувом.

Крупный паровой котел оснащают двумя дымососами и двумя дутьевыми вентилятора­ми. Подача дымовых газов параллельно рабо­тающими дымососами и воздуха дутьевыми вентиляторами должна обеспечивать полную производительность парового котла с запасом 10 %. Один дымосос и один дутьевой венти­лятор должны обеспечивать не менее поло­винной нагрузки паровых котлов, а при ис­пользовании тощего угля или АШ — не менее 70 %, полной нагрузки, при этом коэффициент избытка воздуха в пылеугольной топочной ка­мере обычно выбирают равным 1,15, в циклон­ных и двухкамерных топках—1,05—1,10, при газомазутном топливе— 1,05.

Сернистый мазут как основное топливо сжигают с избытком воздуха 1,02—1,03 в топ­ке при установке форсунок соответствующей конструкции, уплотнении топочной камеры, ав­томатизации процесса горения.

Присосы воздуха в газовом тракте парово­го котла от пароперегревателя до дымососа (золоуловителя) в соответствии с ПТЭ не дол­жны превышать 10 % при трубчатом и 20 % при регенеративном воздухоподогревателях, в электрофильтре 10%, в циклонах или мокрых золоуловителях 5 % теоретически необходи­мого количества воздуха.

Давление дымососов и дутьевых вентиля­торов выбирают с запасом 15%. Давление дымососов составляет обычно 3—5, дутьевых вентиляторов 4—7, воздуходувок 10—13 кПа.

Мощность N, кВт, потребляемая тягодутьевой машиной, определяется объемным расхо­дом среды V, м3/ч, давлением, создаваемым машиной, Н, кПа, КПД машины (в долях единицы):

N=VH /(3600 ). (12.6)

Дымососы и дутьевые вентиляторы имеют привод от электродвигателя, воздуходувки — от электродвигателя или турбины. Мощность двигателя выбирают с учетом инерции (махо­вого момента) ротора тягодутьевой машины при пуске ее. В расход энергии на приводной двигатель входят потери в нем, учитываемые его КПД. Дымососы и дутьевые вентиляторы при номинальной нагрузке паровых котлов должны иметь КПД не ниже 90 % максималь­ного его значения.

Работа центробежных дымососов и дутье­вых вентиляторов регулируется направляю­щими аппаратами с поворотными лопатками, а также двухскоростными электродвигателя­ми. Для дымососов осевого типа применяют направляющие аппараты и односкоростные электродвигатели. Дроссельное регулирование дымососов и дутьевых вентиляторов не до­пускается.

Температура воздуха перед воздухоподо­гревателем при сжигании сухих несернистых топлив должна быть не ниже 30°С, при сжи­гании влажных несернистых топлив (с приве­денным содержанием серы не менее 0,2%) она должна на 10 °С превышать точку росы водяных паров дымовых газов.

При сжигании сернистого мазута темпера­тура воздуха для защиты входных поверхно­стей нагрева воздухоподогревателя от низко­температурной коррозии должна быть не ни­же 60 °С перед регенеративным и не ниже 70 °С перед трубчатым воздухоподогревате­лем.

Воздух подогревают в калориферах, ис­пользуя теплоту пара из отборов главной тур­бины, а при установке турбовоздуходувок ис­пользуют также пар из их отборов или про­тиводавления.

Дутьевые вентиляторы и дымососы для тепловых электростанций выполняют преиму­щественно радиального типа, однако дымососы мощных энергоблоков выполняют осевого типа. Радиальные ма­шины имеют умеренные окружные скорости (до 100 м/с); шумовые характеристики их удовлетворитель­ные. В лучших радиальных машинах КПД достигает 89 при одностороннем и 85—87 % при двустороннем всасывании.

Радиальные вентиляторы с повышенным давлением, с турбоприводом и электроприводом, имеющими плав­ное изменение частоты вращения, сохраняют перспек­тивность применения для мощных паровых котлов, в частности работающих под наддувом. Основные до­стоинства осевых вентиляторов — высокая экономич­ность в широком интервале нагрузок, большая произ­водительность, компактность, более легкий пуск.

Современные крупные осевые вентиляторы имеют КПД до 91 %. Высокой подаче способствует, в частно­сти, возможность использования повышенных окружных скоростей. Подача и давление регулируются в широких пределах поворотом на ходу рабочих или направляю­щих лопаток. Недостатками осевых вентиляторов явля­ются усложненная конструкция ротора и направляющих аппаратов, повышенный уровень шума. При параллель­ной работе осевых машин требуется повышенный запас устойчивости.

Общая мощность приводов дутьевых вентиляторов и дымососов или высоконапорных вентиляторов (возду­ходувок) составляет до 1,5 % мощности энергоблока.