Буров В.Д. и др. Тепловые электрические станции

Подождите немного. Документ загружается.

9.1.

Характерные

тепловые

схемы

теплофикационных

турбоустановок

отбор. При расходе пара в ПНД более 36,6 кг/с частично прикрывается задвижка

на линии отбора пара на ПНД П-4, чтобы температура основного конденсата

на входе в деаэратор не превышала 150 °С. Подогреватель низкого давления П-1

расположен в верхней части конденсатора. Для концевых уплотнений принята

схема с самоуплотнением, обеспечивающая повышение экономичности турбоуста-

новки на 0,3 %. В такой схеме исключается подача пара из деаэратора на концевые

уплотнения ЦВД и на переднее уплотнение ЦНД (кроме пусковых режимов и режи-

мов со сниженной нагрузкой). Для поддержания требуемого давления на трубопро-

воде отвода пара в охладитель уплотнений установлен регулирующий клапан.

Для ТЭЦ со значительными отборами пара на технологическое оборудование

рядом расположенных заводов созданы турбоустановки без конденсаторов. Весь

пар из выхлопа турбины направляется внешним потребителям. На рис. 9.12 приве-

дена тепловая схема турбоустановки с турбиной Р-100-12,8/1,47, которая создана

на базе ЦВД турбин Т-175-12,8 и ПТ-135-12,8. Удельный расход пара составляет

7,62 кг/(кВт-ч). Турбина Р-102/107-12,8/1,47-2 новой модификации при номиналь-

ном расходе свежего пара 217 кг/с отпускает на производство 186 кг/с пара. При

Пар на

производство

1,18-2,06

МПа

Q-tx-Q-*-

Впрыскивающий

пароохладитель

Рис. 9.12.

Тепловая

схема

турбоустановки

турбиной

Р-100-12,8/1,47

231

Глава 9.

ТЕПЛОВЫЕ

СХЕМЫ

ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛЕЙ

снижении ее нагрузки повышается температура отработавшего пара. В договоре

с потребителем обычно указывается температура отработавшего пара не более

250

°С,

поэтому после сужающего устройства для измерения расхода и отключаю-

щей задвижки установлен впрыскивающий пароохладитель.

В связи с изменившейся структурой потребителей тепловой энергии на некоторых

ТЭЦ значительно снизилась нагрузка турбин Р-50-12,8, Р-40-12,8/3 и Р-100-12,8,

не имеющих конденсатора, а также турбин типа ПТ. Для выработки электроэнер-

гии этими турбоагрегатами на УТЗ была спроектирована турбина К-17-1,6, которая

получает пар с давлением 0,16 МПа из общестанционного коллектора. Основные

параметры турбины К-17-1,6 следующие: р

= 0,16 МПа; t

= 118

°С;

= 61 кг/с;

'п..=

Ю5°С.

9.2.

Поверочные расчеты тепловой схемы турбоустановок

Расчеты тепловой схемы эксплуатируемых турбоустановок и энергоблоков

называют поверочными. Классификация поверочных расчетов приведена

на рис. 9.13.

Режимные поверочные расчеты проводятся для определения значений пара-

метров пара и конденсата в элементах тепловой схемы и показателей энергети-

ческой эффективности турбоустановки для негарантийных значений нагрузки или

при внесении изменений в тепловую схему. Поверочный расчет основывается

на известных фактических значениях параметров рабочей среды при другом режиме,

Поверочные расчеты тепловой схемы

При негарантийных

значениях электрической

или тепловой нагрузки

При внесении изменений

в тепловую схему

При изменении

параметров свежего пара

или (и) характеристик

конденсатора

Рис. 9.13. Виды поверочных расчетов тепловой схемы

Для получения энергетических

характеристик оборудования,

турбоустановки и энергоблока

До капитального ремонта

для оценки его объема и после

ремонта или реконструкции

в целях оценки их результатов

Для получения приведенных

параметров эксплуатационного

режима в целях оперативного

контроля технического

состояния оборудования

тепловой схемы

232

9.2.

Поверочные

расчеты

тепловой

схемы турбоустановок

полученных в результате тепловых испытаний турбоустановки заводом-изготови-

телем или специализированной организацией. Режимы турбоустановки, параметры

которых известны из заводских данных (гарантийные режимы) или из «Типовой

энергетической характеристики» (ТЭХ) турбоустановки, принято называть опорными.

Завод-изготовитель для каждой турбоустановки (или серии) выдает заказчику

гарантийные данные об экономичности и параметрах при мощностях 60, 80 и

100%

номинальной и справочные данные при мощностях 30 и 50% при работе

турбоустановки по проектной тепловой схеме. По исходным данным и параметрам

опорного режима принимается начальная оценка расхода свежего пара.

Обычно задаются следующие исходные данные: электрическая нагрузка для

конденсационных турбин или(и) теплофикационная нагрузка для теплофикацион-

ных турбоустановок; расход и температура охлаждающей воды на входе в конден-

сатор турбины; параметры свежего пара и пара после промежуточного перегрева;

параметры теплосети при расчете теплофикационной турбоустановки. Иногда

режимные расчеты выполняются при назначении сниженного давления свежего

пара на пониженных нагрузках с переводом регулирующих клапанов в положение,

при котором часть их полностью открыта, а остальные полностью закрыты. Такие

режимы называют режимами работы на скользящем давлении свежего пара. Сни-

жение давления в водопаровом тракте котла обеспечивается понижением напора

питательного насоса и в случае необходимости небольшим прикрытием регули-

рующего питательного клапана.

Дополнительные исходные данные формируются из параметров опорных режи-

мов рассчитываемой турбоустановки.

Контрольные эксплуатационные расчеты тепловой схемы выполняются

по результатам регулярных экспресс-испытаний турбоустановок. Испытания каж-

дой турбоустановки ТЭЦ должны проводиться один раз в 3—4 мес. При этом

решаются задачи контроля текущего технического состояния оборудования.

Для выполнения поверочных расчетов необходимо располагать техническими

и режимными характеристиками отдельных аппаратов и турбоустановки в целом.

Регенеративные подогреватели характеризуются зависимостями температур-

ного напора (недогрева) от его тепловой нагрузки или от расхода греющего пара.

На рис. 9.14 приведены типовые зависимости температурных напоров ПВД турбины

Т-100/120-12,8-3 от удельной тепловой нагрузки, а на рис. 9.15 — температурных

напоров сетевых подогревателей турбины ПТ-135-12,8 от расхода греющего пара.

Температурные напоры ПНД турбины ПТ-80-12,8 составляют 0,5—2,5 °С.

Расход

пара

подогревателе,

кг/с

15 20 25 30

Рис. 9.14.

Температурные напоры

ПВД

турбины

Т-1007120-12,8-3

зависимости

от

удельной тепловой

нагрузки

Рис. 9.15.

Температурные напоры

сетевых

подогревателей турбины

ПТ-135-12,8

зависи-

мости

от

расхода

греющего

пара

233

Глава

ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛЕЙ

Рис. 9.16. Тепловые нагрузки сальникового

подогревателя Q

и охладителей эжекторов

боэ + ОЭУ турбины

Т-175-12,8

в зависимости

от расхода свежего пара

При отсутствии эксплуатационных

значений температурного напора сете-

вых подогревателей турбины Т-250-23,5

можно применить уравнение, прибли-

женно аппроксимирующее типовую ха-

рактеристику ПСГ-2:

псг-2

= -0,33168 + 0,00033882Ш

СВ

+ 0,0141535Д/

Св

- 1,388286 • 10~

- 0,00013056Д^

+ 0,00010147456D

, (9.1)

где D

— расход сетевой воды, равный 555—2084 кг/с; А/

св

— подогрев воды

в сетевом подогревателе, °С.

Для расчета подогрева в охладителях пара эжектора уплотнений и основного

эжектора используются зависимости их тепловых нагрузок от нагрузки турбины.

На рис. 9.16 приведены характеристики тепловых нагрузок сальникового подогре-

вателя и охладителей основного эжектора и эжектора уплотнений в зависимости

от расхода пара на турбину.

Проточная часть турбины характеризуется комплексом параметров по отсекам.

Например, в табл. 9.4 приведены параметры по отсекам турбины Т-100/120-12,8-3.

Таблица 9.4

Основные параметры по отсекам турбины

Т-100/120-12,8-3

Режимные параметры

Номер отсека

(номера ступеней)

Параметр

= 133,3 кг/с,

= 203,53 МВт

Qr-

= 125 кг/с,

186,1 МВт

= 86,11 кг/с,

=58,2

МВт,

^пст-г

= 0

= 111,1 кг/с,

=о,

= 110,4 МВт

Регулирующая

ступень (1)

По,

^ВЫХ

132,8

0,63

8,3

124,47

0,632

7,779

85,58

0,57

5,346

110,58

0,58

6,916

ЦВД

п.у

1,14 1,08 0,75 0,97

1 (2-9)

По,

^ВЫХ

дЦВД

зу

131,66

0,831

3,316

0,694

123,39

0,831

3,11

0,666

84,83

0,831

2,138

0,44

109,61

0,831

2,766

0,61

дЦСД

п.у

0,8 0,75

0,528

0,694

Расход свежего пара, кг/с

234

9.2.

Поверочные расчеты тепловой схемы турбоустановок

Окончание табл. 9.4

Режимные параметры

Номер отсека

(номера ступеней)

Параметр

133,3 кг/с,

= 203,53 МВт

= 125 кг/с,

= 186,1 МВт

£>

= 86,11 кг/с,

= 58,2 МВт,

Агст-г

= 0

111,1 кг/с,

бт-0.

110,4 МВт

2(10—11) D 125,5

117,6

81,15 104,94

Hoi

0,812 0,812

0,811 0,812

^ВЫХ

2,276

2,119

1,736

1,893

3 (12—14)

D 117,5 110,36 76,78 98,39

;

0,842 0,842

0,841

0,842

Рвых

1,211 1,138

0,785

1,01

4(15—17) D

110,97

104,278 72,86 93,416

Но/

0,848 0,848

0,847

0,848

Рвых

0,569

0,535

0,373

0,5

5(18—19)

D 107,64 101,5

71,53 91,44

По,

0,85 0,85

0,848

0,849

^вых

0,294

0,289

0,224

0,2864

6(20—21) D

101,47

97,194

69,44

88,75

По,'

0,833

0,81

^вых

0,0981

0,1275

0,1334 0,1717

0,953 0,963

0,977

0,981

7 (22—23) D

47,75

59,444 66,306 83,778

По,

0,847

0,826

0,84

0,829

^ВЫХ

0,0375

0,0644

0,049

0,0574

0,926

0,939

0,942

—

дцсд

з.у

-0,056 -0,056

-0,04

Рп.д

0,0339

0,0595

0,0251

0,00472

8 (24—25)

D 4,861 8,166 37,21 78,236

По,'

— —

0,815

0,765

^ВЫХ

0,00294 0,00294 0,00412 0,00559

-0,245 -0,188

6,635

—

Примечание. Приняты следующие условные обозначения: D — расход пара через отсек, кг/с; п,

—

относительный внутренний КПД отсека;

вых

— давление на выходе из отсека, МПа; и D^^

—

утечки пара через переднее и заднее уплотнения ЦВД, кг/с; х — степень сухости; Ар

— потеря давления

в поворотной диафрагме, МПа; N — мощность отсека турбины, МВт.

235

Глава

ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛЕЙ

50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600

Расход

пара

конденсатор,

т/ч

Рис. 9.17.

Энергетические

характеристики

конденсатора

турбины

Т-250-23,5

при

расходе

охла-

ждающей

воды

через

основные

пучки

18160 м

/ч и

отключенном

встроенном

пучке

На режимные параметры турбоустановки существенно влияет давление (вакуум)

в конденсаторе турбины, которое зависит от расхода и температуры охлаждающей

воды на входе в конденсатор, а также от расхода пара. В условиях эксплуатации

на давление в конденсаторе также влияют давление во всасывающем патрубке

эжектора и значение присосов воздуха в вакуумную систему турбоустановки.

На рис. 9.17 показаны характеристики конденсатора турбины Т-250-23,5.

Из характеристик конденсатора теплофикационных турбин видно, что для каж-

дой температуры охлаждающей воды t

0 в

есть диапазон расходов пара в конденса-

тор,

при котором абсолютное давление в нем практически не зависит от расхода

пара. На этих режимах поворотная диафрагма закрыта и запас поверхности тепло-

обмена обеспечивает конденсацию пара с переменным расходом при практически

постоянном давлении. Отклонение от этих характеристик возможно при наруше-

нии режима работы эжектора, который отсасывает из конденсатора воздух присо-

сов,

и при образовании на поверхностях теплообменных труб отложений.

Поэтому, например, для турбоустановки Т-110-12,8 при закрытых поворотных

диафрагмах (£>

< 14 г/с) и работе на основных пучках с расходом охлаждающей

воды 8000 м

/ч давление, кПа, в конденсаторе с достаточной точностью описыва-

ется зависимостью при чистых трубах и нормативных присосах воздуха):

где t

— температура охлаждающей воды.

При практически закрытых поворотных диафрагмах и расходе охлаждающей

воды через основные пучки конденсатора турбины Т-250-23,5, составляющем

22 700 м

/ч, давление, кПа, в конденсаторе определяется в виде

При пропуске обратной сетевой воды через встроенный пучок конденсатора

турбины Т-100/120-12,8-3 (трехступенчатый подогрев) давление в конденсаторе р

= 0,0049/

+1,34, (9.2)

= 0,00351 +

0,02175t

+ 2,5465 .

(9.3)

236

9.2.

Поверочные

расчеты

тепловой

схемы турбоустановок

Таблица 9.5

Давление, МПа, в конденсаторе турбины ПТ-80-12,8

Температура

охлаждающей воды, °С

2345 м

(без встроенного

пучка), G = 3500 м

/ч

F=3000 м

включены все поверхности)

Температура

охлаждающей воды, °С

2345 м

(без встроенного

пучка), G = 3500 м

/ч

G = 3500 м

/ч G = 5000 м

/ч

G = 8000 м

/ч

0,00216

0,0023

— —

0,0031

0,0029

0,0028

0,0025

0,00392

0,0038 0,0038

0,0032

—

0,0046

0,0044

0,0040

—

0,0052

можно оценить по данным рис. 9.18. Номинальная тепловая нагрузка встроенного

пучка равна 10 МВт, а максимальная достигает 23 МВт.

Давление в конденсаторе турбины ПТ-80-12,8 при работе с закрытой поворот-

ной диафрагмой и D

< 5,6 кг/с можно оценивать по данным, приведенным

в табл. 9.5 (F

-—

площадь поверхностей конденсатора, G — расход охлаждающей

воды).

В конденсационном режиме работы давление в конденсаторе турбины ПТ-80-12,8

при температуре охлаждающей воды 30 °С определяется по зависимости

0.0191D

0,045

. (9.4)

Итеративное уточнение давления в конденсаторе при расчете тепловой схемы

теплофикационных турбин требуется при частичном или полном открытии пово-

ротных диафрагм. В конденсационных режимах из-за изменения давления в кон-

денсаторе следует итеративно пересчитывать давление и энтальпию пара в камерах

всех регенеративных отборов.

237

Глава

ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛЕЙ

Таблица

9.6

Расходные

характеристики

поворотных

диафрагм

Турбина

Расходная

характеристика,

кг/с

Т-110-12,8

24,5p,

-0,l

Т-175-12,8

57,875р

тн

0,0925

Т-250-23,5

£>

83,62р

тн

-0,34

ПТ-60-12,8

- 10p

, (рщ —

давление

шестом

отборе)

ПТ-80-12,8

1,4596

29,959р

тн

455,42р*

ПТ-140-12,8

67,481p

-0,1067

При расчете теплофикационных турбоустановок влияние степени открытия

поворотной регулирующей диафрагмы учитывается с помощью ее расходной

характеристики, которая представляет собой зависимость расхода пара через зазоры

закрытой поворотной диафрагмы от давления в камере нижнего теплофикационного

отбора. Эти характеристики для различных турбин приведены в табл. 9.6.

На действующих ТЭЦ поворотные диафрагмы могут иметь разную плотность

в закрытом положении для турбин одного типоразмера. Желательно располагать рас-

ходной характеристикой поворотных диафрагм при различных степенях их открытия.

В поверочном расчете термодинамические и конструктивные параметры тепло-

вой схемы неизменны во времени. Поэтому математическое описание процессов

в элементах тепловой схемы можно ограничить моделями следующих видов:

зависимостью Стодола-—Флюгеля для процессов в отсеках турбины;

уравнениями материальных и тепловых балансов для теплообменных аппаратов;

термодинамическими зависимостями между параметрами воды и пара в форме

таблиц или компьютерных функций;

гидравлическими характеристиками в виде потерь давления потоков воды и пара

в трубопроводах и теплообменных аппаратах.

В расчете тепловой схемы принято выделять следующие основные части:

расчет давлений в камерах теплофикационных отборов;

расчет давлений в камерах регенеративных отборов;

расчет энтальпий пара на выходе из регулирующей ступени, в камерах отборов

и на выходе из последней ступени турбины;

расчеты систем регенеративного подогрева и сетевых подогревателей;

расчет внутренней мощности турбины и электрической мощности генератора;

расчет показателей энергетической эффективности турбоустановки и энерго-

блока в целом.

Такая последовательная схема расчета взаимосвязанных элементов требует

организации итеративного алгоритма. На рис. 9.19 приведена укрупненная блок-

схема поверочного расчета тепловой схемы турбоустановки. Из этой блок-схемы

видно, что организуются три основных итерационных расчетных контура:

расчеты с уточнением расхода пара через последний отсек теплофикационной

турбины с учетом расходной характеристики поворотной диафрагмы;

238

Глава

ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛЕЙ

расчеты с уточнением давлений в регенеративных отборах и конденсаторе как

способ согласования режима проточной части турбины и режима работы подогре-

вателей системы регенеративного подогрева основного конденсата (по косвенному

показателю — итерационной разности расходов пара через отсек ДХ>

0ТС

);

расчеты для уточнения заданной электрической мощности.

Итерационное уточнение указанных параметров выполняется изменением рас-

хода свежего пара в турбину. При некоторой близости итерационных режимов схо-

димость параметров работы отсеков турбины и регенеративных подогревателей

может быть достигнута без изменения значения расхода свежего пара.

Численному расчету предшествует разработка алгоритмического решения сис-

темы балансовых уравнений, описывающих каждую расчетную подсистему тепло-

вой схемы (группы ПВД и ПНД, деаэратор и др.).

При выполнении поверочного расчета давление, температуру и энтальпию рабо-

чих сред в системе регенеративного подогрева находят исходя из давлений в камерах

регенеративных отборов турбины и в конденсаторе.

Давление в камере верхнего теплофикационного отбора — это управляемый

параметр. Регулятор давления, воздействуя на регулирующие клапаны ЦВД, авто-

матически поддерживает заданное значение давления в верхнем теплофикацион-

ном отборе (или в нижнем при отключенном верхнем ПСГ).

При работе турбоустановки в режиме теплового графика теплосети давление

в верхнем отборе должно быть таким, чтобы выполнялся заданный температурный

график теплосети, по возможности, при номинальном значении теплофикационной

нагрузки отборов и снижении нагрузки пиковых водогрейных котлов по мере

повышения температуры наружного воздуха.

Расчет основного проектного режима работы турбоустановки выполняется

по параметрам сетевой воды, соответствующим температуре наружного воздуха,

принятой в качестве расчетной для систем теплоснабжения.

Оперативные режимы работы

турбоустановки рассчитываются для

любой заданной температуры наруж-

ного воздуха. Например, для некото-

рых ТЭЦ Москвы использовался

температурный график, представлен-

ный на рис. 9.20.

Температура обратной сетевой

воды зависит от температуры наруж-

ного воздуха (и ветра) и от доли

нагрузки горячего водоснабжения.

В тепловых пунктах жилых кварта-

лов преобладают две схемы включе-

ния подогревателей водопроводной

воды: двухступенчатая последова-

тельная и смешанная.

4 0 -4 -8 -12 -16 -20 -24 -28

Среднесуточная

температура наружного

воздуха,

°С

Рис. 9.20.

Температурный

график

теплоснабжения

от

некоторых

ТЭЦ

Москвы:

и L

температуры

сетевой

воды

подающей

обратной

магистралях

240