2.2 Технологическая схема теплоэлектроцентрали. Тэц схема3.1.1.2. Когенерация. Тепловые схемы тэцСовместное производство электрической и тепловой энергии (применение принципа когенерации) позволяет использовать большую часть тепла для удовлетворения тепловых потребностей производства и населения, что позволяет поднять КПД ТЭС с 30–50 % теоретически до 80–90 % в системах когенерации (практически до 60–75 %). Сравним типичные значения КПД электростанций и котельных установок при процессах когенерации и раздельного производством электричества и тепла:
Уровень распространения когенерации в мире позволяет утверждать, что это наиболее эффективная (из существующих) технология энергообеспечения для огромной части потенциальных потребителей. Выгоды от использования систем когенерации условно делятся на четыре группы, тесно связанные друг с другом: экономия, надежность, утилизация тепла, экология. ТЭЦ отличается от КЭС установленной на ней специальной теплофикационной турбиной с промежуточными отборами пара или с противодавлением. На таких установках теплота отработавшего пара частично или даже полностью используется для теплоснабжения, вследствие чего потери воды с охлаждающей водой сокращаются или вообще отсутствуют (на установках с турбогенераторами с противодавлением). Однако доля энергии пара, преобразованной в электрическую энергию, при одних и тех же начальных параметрах на установках с теплофикационными турбинами ниже, чем на установках с конденсационными турбинами. Коэффициент полезного действия ТЭЦ достигает 60–75 %. Такие станции строят обычно вблизи потребителей – промышленных предприятий или жилых массивов. Чаще всего они работают на привозном топливе. Мощность паровых турбин в одновальном исполнении достигает 1200 МВт, и это не является пределом. Такие машины всегда бывают многоступенчатыми, т.е. имеют обычно несколько десятков дисков с рабочими лопатками и такое же количество, перед каждым диском, групп сопел, через которые протекает струя пара. При этом давление и температура пара постепенно снижаются, а его объем возрастает. В схемах с турбинами с противодавлением (типа Р) (рис. 3.3, а) конденсатор отсутствует и весь отработавший пар подается тепловому потребителю, поэтому существует прямая зависимость между количеством вырабатываемой электрической энергии и расходом этого пара, т.е. в этом случае ТЭЦ работает по тепловому графику. При пониженных электрических нагрузках часть пара необходимо пропускать помимо турбины через редукционно–охладительное устройство (РОУ). При высоких электрических нагрузках и небольшой потребности в паре у теплового потребителя недостающее количество электроэнергии должно вырабатываться на электростанциях с турбинами конденсационного типа. Количество получаемой электроэнергии при максимальном пропуске пара через турбину с противодавлением может быть большим, чем это требуется для производства, которое обслуживает данная ТЭЦ. Излишек выработанной электроэнергии передается в районную электрическую сеть. Таким образом, установка будет использоваться достаточно эффективно только в случае, если она рассчитана на ту часть тепловой нагрузки, которая сохраняется в течение большей части года. Давление пара за турбиной должно быть выбрано таким, какое требуется потребителю. При минимальном расходе тепла снижается и электрическая мощность ЭС, тогда недостающее количество электроэнергии получают от районной электросети.
Рис. 3.2. Схемы ТЭЦ на органическом топливе с турбиной с противодавлением (а) и с турбиной с регулируемым отбором пара б): 1 – паровой котел; 2 – РОУ; 3 – турбогенератор; 4 – тепловой потребитель; 5 – конденсатор; 6 – обратный конденсатный насос; 7 – конденсатный насос; 8 – пар от отбора; 9, 12 – пар на регенеративный подогрев и в деаэратор; 10, 14 – регенеративные подогреватели низкого и высокого давлений; 11 – деаэратор; 13 – питательный насос Следовательно, турбины с противодавлением не могут быть установлены на изолированно работающей электростанции (не присоединенной к районной электрической сети) без совместной их установки с конденсационными турбинами, имеющими мощность, достаточную для покрытия требуемого электрического графика при наименьшем потреблении тепла. На установках с турбинами, имеющими регулируемые отборы (рис. 3.3, б), выработка электрической энергии и отпуск теплоты могут изменяться независимо в достаточно широких пределах. При этом полная номинальная электрическая мощность, если это требуется, может быть достигнута в отсутствие тепловой нагрузки. Турбины такого типа имеют обычно один, два или даже три регулируемых отбора. При одном регулируемом отборе отводимый от турбины пар может поступать на производственные нужды (турбины типа П) или на теплофикацию (турбины типа Т). При двух регулируемых отборах либо оба отбора являются теплофикационными (турбины типа Т), либо один из них является производственным, а другой – теплофикационным (турбины типа ПТ). Существуют также установки с одним производственным и двумя теплофикационными отборами. studfiles.net 4 Тепловая схема тэцОсновное оборудование Барнаульская ТЭЦ-3 соединено паропроводами секционно или другими словами поперечными связями. Такая схема предусматривает возможность поступления пара на турбины как непосредственно от котлов, так и из главного паропровода. Этот принцип реализован тем, что трубопроводы от котлов подводят пар, как непосредственно к турбинам, так и к главному паропроводу. В результате этого, на станции с поперечными связями любой котел может подавать пар на любую турбину. Секционная схема обеспечивает надежность работы станции и позволяет осуществлять ремонт ее отдельных элементов без остановки работы остального оборудования На паропроводе свежего пара каждого котла предусмотрена ветка на растопочные редукционные охладительные установки (РРОУ). В период растопки котла пар с низкими параметрами поступает на РРОУ, где охлаждается и далее поступает на собственные нужды станции. Придя на турбину на турбины, пар последовательно проходит все цилиндры. На первой турбине, на выходе из цилиндра высокого давления (ЦВД), осуществляется производственный отбор пара. Это регулируемый отбор, в котором пар имеет давление 13 кгс/см2. Из производственного отбора пар поступает на собственные нужды ТЭЦ, а также поставляется заводу синтетического волокна (ЗСВ). На всех трех турбинах ТЭЦ осуществляется теплофикационный отбор пара. Отработавший пар, выходя из цилиндров низкого давления (ЦНД), поступает в конденсаторы турбин. В конденсаторе отработавший пар конденсируется и создает вакуум необходимый для увеличения перепада давления в турбине и увеличения ее мощности. Конденсация достигается охлаждающей водой, которая циркулирует по системе технического водоснабжения. На ТЭЦ – 3 применена оборотная система охлаждения циркуляционной воды, которая осуществляется при помощи башенных градирен. Сконденсировавшийся пар (конденсат) забирается конденсатными насосами (КЭН) и подается в подогреватели низкого давления (ПНД). В ПНД производится подогрев конденсата (воды) паром из отборов. Подогретая в ПНД вода поступает на смешивающие деаэраторы повышенного давления (ДСП), где происходит удаление из воды всех растворенных в ней газов. В деаэраторах также осуществляется дополнительный подогрев воды. Из деаэраторов вода забирается питательными насосами (ПЭН) и подается на подогреватели высокого давления (ПВД). В ПВД вода дополнительно подогревается паром из отборов цилиндров среднего давления (ЦСД) или ЦВД турбин. Питательными насосами часть деаэрированной воды подается в коллектор. Из этого коллектора вода идет на впрыск в РОУ и на охлаждение до необходимой температуры пара производственного отбора. После ПВД питательная вода может подаваться сразу на питание котлов или поступать в питательный коллектор, откуда она также идет в котлы. От посторонних потребителей производственного пара конденсат на ТЭЦ не возвращается ввиду его загрязненности. Восполнение потерь конденсата осуществляется химически обессоленной водой и дистиллятом испарителей. Сетевая вода, поступающая из городской теплосети, подогревается в ПСГ турбин и, в зависимости от температурного графика теплосети, может дополнительно подогреваться в пиковых бойлерах (пар на них подается из главного паропровода через РОУ) и пиковых водогрейных котлах. Давление обратной сетевой воды повышается подпорными сетевыми насосами (до ПСГ) и основными сетевыми насосами (после ПСГ). Для восполнения потерь сетевой воды в обратную теплосеть насосами подпитки подается химически очищенная вода. Схема трактов представлена на рисунке 2 .
Рисунок 2 - Схема трактов Выработанная турбогенераторами электроэнергия через повышающие трансформаторы поступает в энергосистему. Электропитание механизмов ТЭЦ осуществляется через понижающие трансформаторы от генераторов или через понижающие трансформаторы от энергосистемы. Напряжение электротока механизмов ТЭЦ – 0,4 и 6 кВ (переменный ток), 220 В (постоянный ток). Химический цех осуществляет контроль за водно-химическим режимом, готовит химически обессоленную воду для восполнения потерь пара и конденсата, химически очищенную воду для подпитки теплосети и питания испарительных установок. studfiles.net 2.2 Технологическая схема теплоэлектроцентралиРассмотрим принципиальную технологическую схему ТЭЦ (рис.1), характеризующую состав ее частей, общую последовательность технологических процессов.
Рис. 1. Принципиальная технологическая схема ТЭЦ В состав ТЭЦ входят топливное хозяйство (ТХ) и устройства для подготовки его перед сжиганием ( ПТ). Топливное хозяйство включает приемно-разгрузочные устройства, транспортные механизмы, топливные склады, устройства для предварительной подготовки топлива (дробильные установки). Продукты сгорания топлива - дымовые газы отсасываются дымососами (ДС) и отводятся через дымовые трубы (ДТр) в атмосферу. Негорючая часть твердых топлив выпадает в топке в виде шлака (Ш), а значительная часть в виде мелких частиц уносится с дымовыми газами. Для защиты атмосферы от выброса летучей золы перед дымососами устанавливают золоуловители (ЗУ). Шлаки и зола удаляются обычно на золоотвалы. Воздух, необходимый для горения, подается в топочную камеру дутьевыми вентиляторами. Дымососы, дымовая труба, дутьевые вентиляторы составляют тягодутьевую установку станции (ТДУ). Перечисленные выше участки образуют один из основных технологических трактов - топливно-газовоздушный тракт. Второй важнейший технологический тракт паротурбинной электростанции- пароводяной, включающий пароводяную часть парогенератора, тепловой двигатель (ТД), преимущественно паровую турбину, конденсационную установку, включая конденсатор (К) и конденсатный насос (КН), систему технического водоснабжения (ТВ) с насосами охлаждающей воды (НОВ), водоподготовительную и питательную установку, включающую водоочистку (ВО), подогреватели высокого и низкого давления (ПВД и ПНД), питательные насосы (ПН), а также трубопроводы пара и воды. В системе топливно-газовоздушного тракта химически связанная энергия топлива при сжигании в топочной камере выделяется в виде тепловой энергии, передаваемой радиацией и конвекцией через стенки металла трубной системы парогенератора воде и образуемому из воды пару. Тепловая энергия пара преобразуется в турбине в кинетическую энергию потока, передаваемую ротору турбины. Механическая энергия вращения ротора турбины, соединенного с ротором электрического генератора (ЭГ), преобразуется в энергию электрического тока, отводимого за вычетом собственного расхода электрическому потребителю. Тепло проработавшего в турбинах рабочего тела можно использовать для нужд внешних тепловых потребителей (ТП). Потребление тепла происходит по следующим направлениям: 1. Потребление для технологических целей; 2. Потребление для целей отопления и вентиляции жилых, общественных и производственных зданий; 3. Потребление для других бытовых нужд. В состав ТЭЦ входят следующие подразделения, которые на конкретных ТЭЦ выделены в цехи, отделения или участки (в данных рекомендациях условно все подразделения рассматриваются на уровне цеха): топливно-транспортный, котельный, турбинный, химический, ремонтно-строительный, ремонтно-механический, электроцех, цех тепловой автоматики и измерений. Рассмотрим цех тепловой автоматики и измерений. studfiles.net Развернутая тепловая схема ТЭС описание работыПоделиться "Развернутая тепловая схема ТЭС описание работы"  развернутая тепловая схема тэс В статье представлена развернутая тепловая схема тепловой электростанции, со всем основным и вспомогательным оборудованием и пояснениями. Спецификацию оборудования для развернутой тепловой схемы можно посмотреть в конце документа. описание работыУходящие газы газотурбинной установки направляются в одноконтурный барабанный котел-утилизатор, предназначенный для выработки пара и подогрева сетевой воды. Устанавливаемый вместо демонтируемого парового котла «Шихау» ст. № 4 котел-утилизатор подключается к существующим коллекторам: - по свежему пару – к коллектору свежего пара Ду 200 с параметрами 3,9 МПа, 440 °С, с его реконструкцией; - по питательной воде – к существующему коллектору питательной воды условным диаметром 150 с параметрами 5,4 МПа, 104 °С; - по сетевой воде – к реконструируемым, в связи с выносом из зоны строительства, трубопроводам сетевой воды водогрейного котла ст. № 3 Ду 500. Для обеспечения температуры сетевой воды на входе в котел-утилизатор не менее 70 °С предусматривается установка двух насосов рециркуляции сетевой воды, с частотно-регулируемым приводом (один насос рабочий, один - резервный). В контур высокого давления питательная вода трубопроводом Ду 80 подается из общестанционного коллектора питательной воды и последовательно проходит экономайзер, испаритель и пароперегреватель высокого давления, где происходит подогрев питательной воды до состояния насыщения, испарение и перегрев образовавшегося пара. Пар высокого давления трубопроводом Ду 150 направляется в общестанционный коллектор свежего пара. Для защиты парового тракта в случае аварийного останова котла на отводящем трубопроводе каждого котла устанавливаются обратные клапаны для недопущения обратного тока пара. Сброс непрерывной продувки котла-утилизатора направляется в сепаратор непрерывной продувки (поставка комплектно с котлом-утилизатором), а затем – в расширитель периодической продувки (поставка комплектно с котлом-утилизатором). Аварийный слив из барабана котла, сброс периодической продувки котла-утилизатора, сброс предохранительных клапанов встроенного подогревателя сетевой воды направляется в расширитель периодической продувки и после расхолаживания - в канализацию. Комплексная воздухоочистительная установка (КВОУ) газовой турбины оснащена системой антиобледенения и подогрева воздуха вентиляции кожуха газовой турбины. При низких температурах и определенной влажности наружного воздуха предусмотрен подогрев воздуха горения и вентиляции в змеевиках системы антиобледенения. Подогрев производится водногликолиевым раствором (содержание гликоля 50 %), циркулирующим по замкнутому контуру системы антиобледенения. В данном контуре предусматривается установка двух насосов с частотно-регулируемым электроприводом (один насос рабочий, один - резервный), двух теплообменников, установки автоматического поддержания давления и подпитки, бака приготовления раствора вода/гликоль, насоса заполнения системы и подземного бака сбора дренажей антиобледенительной системы, расположенного вблизи корпуса. Подогрев водногликолиевого раствора в теплообменниках предусматривается прямой сетевой водой с отводом ее после теплообменников в коллектор обратной сетевой воды. Поддержание необходимой температуры водногликолиевой смеси обеспечивается посредством узла регулирования на трубопроводе сетевой воды. Вновь проектируемый паровой турбоагрегат подключается к реконструируемому выхлопному трубопроводу существующей паровой турбины Р-6-3,4/0,5-1 с номинальными параметрами пара противодавления 0,6 МПа (абс.), 225 °С. Выходные трубопроводы пара турбоагрегата объединяются в общий коллектор Ду 800, откуда пар направляется в существующие подогреватели сетевой воды. Комплект поставки парового турбогенератора предусматривает необходимый набор фильтров, запорной, регулирующей и предохранительной арматуры, которая размещается по условиям компоновки на проектируемых трубопроводах. Для резервирования подачи пара на сетевые подогреватели устанавливаются две быстродействующие редукционно-охладительные установки (БРОУ), которые способны резервировать подачу всего пара в случае аварийного останова каждого из турбоагрегатов, а также обеспечивать длительную работу в случае вывода любого или обоих турбогенераторов в ремонт. Предусмотрена последовательная работа БРОУ с поддержанием необходимых расходов и параметров пара. БРОУ 3,9/0,6 МПа производительностью по редуцированному пару 66 т/ч подключается трубопроводом Ду 200 по свежему пару параллельно турбоагрегату Р-6-3,4/0,5-1 с выходом на коллектор пара 0,6 МПа Ду 400. БРОУ 0,6/0,12 МПа производительностью по редуцированному пару 72 т/ч подключается к коллектору пара 0,6 МПа трубопроводом Ду 400 и выхлопом к выходному трубопроводу Ду 800 турбины. Ввиду того, что существующий турбоагрегат Р-6-3,4/0,5-1, подогреватели сетевой воды ПСВ-200-7-15 и вновь устанавливаемый турбоагрегат рассчитаны на параметры пара с расчетным давлением 0,8 МПа, установка предохранительных клапанов на БРОУ 0,6/0,12 МПа не предусматривается. В связи с увеличением удельных объемов пара после турбин предусмотрена замена подводящего трубопровода пара на сетевые подогреватели с увеличением диаметра до Ду 800. В связи с тем, что существующие деаэраторы питания паровых котлов не обеспечивают требуемое содержание кислорода в питательной воде менее 10 мкг/кг, проектом предусматривается замена существующих деаэраторов ст. №№1, 2 на новый деаэратор распылительного типа, без деаэрационной колонки, без охладителя выпара, с гидрозатвором. Читайте статью про принцип работы деаэратора питания котлов. Для подачи пара на деаэраторы питания котлов и деаэратор подпитки теплосети предусматривается установка РОУ 3,9/0,25 МПа-10 т/ч. Постоянная работа редукционной охладительной установки предусмотрена только в отопительный период для увеличения электрической мощности приключенного турбогенератора. В межотопительный период питание деаэраторов предусматривается от коллектора пара 0,6 МПа для обеспечения стабильной работы существующего турбоагрегата на минимальных нагрузках. Приключенный турбоагрегат имеет более маневренные характеристики, а также возможность работы только одной из турбин на генератор и в дополнительном расходе пара не нуждается. Химочищенная вода из ХВО по существующему трубопроводу Ду 150 поступает в деаэратор подпитки теплосети, последовательно проходя существующий охладитель выпара, вновь устанавливаемые охладители подпитки теплосети и пароводяной подогреватель химочищенной воды. Для подогрева химочищенной воды в пароводяном подогревателе, деаэраторе, а также для ее деаэрации используется пар 0,12 МПа, который отбирается из коллектора пара 0,25 МПа и подводится к деаэратору по трубопроводу Ду 250 (до регулирующего клапана), Ду 300 (после регулирующего клапана) и в пароводяной подогреватель химочищенной воды по трубопроводу Ду 150 (до регулирующего клапана), Ду 300 (после регулирующего клапана). После подогревателя конденсат греющего пара направляется в существующий бак низких точек. После деаэратора подпитки теплосети подпиточная вода поступает на всас существующих насосов подпитки теплосети (два рабочих, один резервный), после которых, пройдя охладители подпитки, подается в тепловую сеть. Для обеспечения работы существующего струйного подогревателя смешивающего типа ПС-1М отсоса пара уплотнений паровой турбины Р-6-3,4/0,5-1 предусматривается подача предварительно охлажденной питательной воды расходом 20 м3/ч, давлением 0,5 МПа со сливом в бак объемом 4 м3. Для подачи питательной воды устанавливаются два насоса (один насос рабочий, один-резервный). Охладители питательной воды обеспечивают температуру на входе струйного подогревателя не выше 35 °С. Вновь устанавливаемый бак объемом 4 м3 выполняет одновременно как функцию сбора питательной воды струйного подогревателя, так и функцию дренажного бака. Существующий бак низких точек, расположенный в подвале деаэраторного отделения, не обеспечивал сбор всех дренажей т.к. размещен выше подвала машинного зала. Для откачки из бака в деаэратор цикла предусматривается установка трех насосов (два рабочих, один резервный). С созданием блока ПГУ производится перевод водно-химического режима котлов на хеламинно-амиачный. В связи с чем, отпадает необходимость в выполнении эксплуатационных кислотных промывок паровых котлов. Существующая схема кислотной промывки котлов подлежит демонтажу. Существующая схема кислотной промывки и консервации подлежит реконструкции: для паровых котлов она демонтируется, для водогрейных котлов – сохраняется, с заменой демонтируемых в связи с выносом из зоны строительства и физическим износом бака и насосов кислотной промывки на новые. Читайте также про различные режимы работы ПГУ-400. Спецификация оборудования к развернутой тепловой схеме:
Поделиться "Развернутая тепловая схема ТЭС описание работы" (Visited 8 899 times, 8 visits today) Читайте также
ccpowerplant.ru Главная схема теплоэлектроцентралиРассмотрим различные подходы к формированию главной схемы ТЭЦ в зависимости от доли мощности, потребляемой местной нагрузкой, и от напряжения, на котором электроэнергия выдаётся в энергосистему и к местной нагрузке. 1. Рассмотрим ТЭЦ с большой местной нагрузкой (РМН > 30 % от Рген) на напряжении 6-10 кВ. В этом случае используется чисто блочный принцип – рис. 9.6. Мощность, выдаваемая собственным нуждам, обозначена РСН. Связь с энергосистемой осуществляется обычно от одного РУ-ВН на напряжениях 110-220 кВ через два (реже один) двухобмоточных трансформатора.
Рис. 9.6. Главная схема ТЭЦ с большой местной нагрузкой на напряжении 6-10 кВ
2. Рассмотрим ТЭЦ с большой местной нагрузкой (РМН > 30 % от Рген) на напряжении 6-110 кВ. В этом случае помимо РУ-ВН появляется РУ-СН – рис. 9.7. Соответственно приходится либо использовать трёхобмоточные трансформаторы (рис. 9.7а) и автотрансформаторы (рис. 9.7б), либо увеличивать число двухобмоточных трансформаторов (рис. 9.7в). Трёхобмоточные трансформаторы используется в случае, когда напряжения РУ-ВН и РУ-СН отличаются значительно – например 110/35 кВ или 220/35 кВ. Если напряжения РУ-ВН и РУ-СН отличаются в меньшей степени (220/110 кВ), то используют трёхобмоточные автотрансформаторы. В этом случае проявляются достоинства автотрансформаторов по сравнению с обычными трансформаторами – см. раздел 4.3.
Рис. 9.7. Главная схема ТЭЦ с большой местной нагрузкой на напряжении 6-110 кВ а – с трёхобмоточными трансформаторами; б – с трёхобмоточными автотрансформаторами; в – с двухобмоточными трансформаторами
3. Рассмотрим ТЭЦ с малой местной нагрузкой (РМН < 30 % от Рген) на напряжении 6-10 кВ. В этом случае используется чисто блочная схема, а питание местной нагрузки происходит от отпайки генераторного токопровода, обычно через сдвоенные токоограничивающие реакторы – рис. 9.8.
Рис. 9.8. Главная схема ТЭЦ с малой местной нагрузкой на напряжении 6-10 кВ
4. Рассмотрим ТЭЦ с большой местной нагрузкой (РМН > 30 % от Рген) на напряжении 6-10 кВ и с генераторами разной мощности, что характерно для расширения существующей электростанции. Например, до расширения на ТЭЦ имелись генераторы единичной мощностью Рген ≤ 110 МВт, работающие на общее ГРУ. Такие генераторы имеют номинальное напряжение 6,3 кВ или 10,5 кВ [1]. Допустим в процессе расширения станции предусматривается установка более мощных генераторов единичной мощностью Рген ≥ 120 МВт. Эти генераторы невозможно подключить к существующему ГРУ по двум причинам. Во-первых, согласно [1] их номинальное напряжение больше либо равно 15,75 кВ, то есть не соответствует напряжению ГРУ. Во-вторых, даже если бы напряжения соответствовали, то подключение дополнительного мощного генератора к ГРУ повлекло бы за собой значительное увеличение токов КЗ, а следовательно – невозможность выбора токоведущих частей и коммутационных аппаратов. Поэтому дополнительные генераторы подключаются к РУ-ВН по блочному принципу, а схема станции становится комбинированной – рис. 9.9.
Рис. 9.9. Комбинированная главная схема ТЭЦ
Похожие статьи:poznayka.org Блочные ТЭЦ и ТЭЦ с поперечными связямиПоделиться "Блочные ТЭЦ и ТЭЦ с поперечными связями" В статье рассказывается о том, что такое блочные схемы ТЭС и схемы с поперечными связями и их особенностях в плане надежности. Блочные ТЭЦ блочная схема ТЭЦ Тут все очень просто, один котел работает на одну паровую турбину или как вариант дубль-блок: два котла снабжают паром одну турбину. Преимуществом блочной схемы является ее экономичность, сокращаются длины трубопроводов и количество запорно-регулирующих органов. Что касается надежности, при таких схемах выход из строя любого котла или турбины приводит к отключению всего блока. Пример компоновки тепловой электростанции блочного типа на твердом топливе можно посмотреть тут. В основном, большинство современных станций проектируют блочными. Например современная парогазовая Северо-Западная ТЭЦ расположенная в Санкт-Петербурге.  блочная схема ПГУ
От выбора схемы ТЭС зависит в том числе и емкость деаэрационнаого бака. О том как подобрать деаэратор читайте в статье уравнение материального баланса и выбор деаэратора. ТЭЦ с поперечными связями схема с поперечными связями При такой схеме, все котлы работают на один станционных коллектор острого/свежего пара. Схема с поперечными связями оборудована переключающей арматурой, это необходимо для предупреждения различных аварийных ситуаций и повышения надежности станции. На рисунке показана схема с поперечными связями с различными типами турбин ПТ, Р и Т Кроме отдачи электрической мощности турбины работают на:
Более подробно о надежности схема ПГУ-ТЭЦ с поперечными связями Если к примеру, один из паров котлов выйдет из строя, другие блоки (котел + турбина), пиковые водогрейные котлы (ПВК) и пиковые паровыми котлы(ППК) (если последние имеются) должны подхватить тепловую нагрузку и нагрузку по пару. Для того чтобы не потерять электрическую мощность можно увеличить паропроизводительность оставшихся в работе котлов. В тоже самое время, допускается снижение электрической нагрузки на величину мощности самого мощной турбоустановки. Поделиться "Блочные ТЭЦ и ТЭЦ с поперечными связями" (Visited 7 384 times, 1 visits today) Читайте также
ccpowerplant.ru 76. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕПЛОВАЯ СХЕМА СТАНЦИИ 7.1. Назначение принципиальной тепловой схемы (ПТС) Назначение ПТС – определить сущность технологического процесса преобразования тепловой энергии в электрическую. В состав ПТС входят основное и вспомогательное оборудование пароводяного тракта, участвующее в процессе преобразования энергии, ПТС устанавливает основные связи по теплоносителю, объединяющие это оборудование в единую установку. Все элементы и связи на ПТС изображаются в одну линию. При блочной компоновке оборудования станции станции, имеющей одинаковые турбины и парогенераторы ПТС дается (составляется) как схема одноагрегатной ТЭС. При разнотипном оборудовании КЭС, например блоки 600 и 800 МВт, ПТС составляется из тепловых схем этих двух блоков. Для ТЭЦ с разнотипными турбинами, технологически связанными между собой, ПТС составляется как единая схема, состоящая из взаимосвязанных схем разнотипных агрегатов. В состав ПТС помимо парогенераторов и турбин входят: регенеративные воздухоподогреватели (РВП) с охладителями; деаэраторы; трубопроводы отборов; питательные, конденсатные, сетевые и дренажные насосы; испарители и паропреобразователи и основные связывающие их линии конденсата, дренажей и добавочной воды. Кроме того, ПТС включает вспомогательные устройства и теплообменники, расширители непрерывной продувки (РНП) с охладителями, охладители пара эжекторов и уплотнений. Для блоков от 300 МВт и выше в ПТС включаются турбины питательных насосов, воздуходувок, подогреватели воздуха, трубопроводы подачи пара на сушку топлива, подогрев мазута и т.д. На ПТС указывается только часть арматуры, необходимая для нормальной работы оборудования. ПТС служит расчетной схемой проектируемой ТЭС и позволяет определить расходы пара и воды для любого участка схемы, она позволяет оценить техническое совершенство и в значительной мере экономичность ТЭС. По ПТС определяют характеристики оборудования, которые служат основой для его выбора и для разработки полной или развернутой тепловой схемы станции. 7.2. Основные положения по составлению ПТС станции Составление ПТС связано с решением следующих задач. 1. Выбирается тип станции – КЭС или ТЭЦ. 2. Выбираются начальные параметры теплоносителя и вида цикла (КЭС или ТЭЦ). Увеличение агрегатной мощности приводит к увеличению начальных параметров пара, применению промежуточного перегрева. В свою очередь, применение высоких начальных параметров определяется необходимостью использования прямоточных парогенераторов. Поэтому выбор начальных параметров пара определяется технико-экономическим расчетом. 3. При проектировании ТЭЦ по установленной тепловой и электрической мощности определяются тип и число теплофикационных турбин, производится их уточнение по результатам расчета ПТС. Выбор оборудования осуществляется на основе имеющейся номенклатуры и в соответствии с ГОСТ, а также с учетом перспектив развития энергетического оборудования. 4. Парогенераторы при докритическом давлении применяются барабанного, реже прямоточного типа, в случае закритических параметров – прямоточные. 5. Схема регенеративного подогрева питательной воды определяется начальными параметрами пара, типом турбин (единичной мощностью), видом цикла. Рассматриваются число, тип и место включения регенеративных подогревателей, питательного насоса, деаэратора, схема сбора дренажей. Для КЭС основой ПТС является схема регенеративного подогрева питательной воды, а для ТЭЦ она сочетается со схемой отпуска тепла внешним потребителям. 6. Выбор способа подготовки добавочной воды (химический или термический) осуществляется сравнением технико-экономических вариантов. При термическом способе подготовки воды выбирается число испарительных установок, число ступеней, место их включения в регенеративную схему. 7. Выбор схемы отпуска тепла с ТЭЦ производится в зависимости от типа и параметров отпускаемого теплоносителя, схемы системы теплоснабжения (открытая или закрытая), способа подготовки подпиточной воды, технико-экономического обоснования принятой схемы системы теплоснабжения. 8. Определяются тип и место включения деаэраторов и питательных насосов, предварительная деаэрация добавочной воды, воды испарителей и паропреобразователей. 9. Предусматривается использование тепла вспомогательных устройств, приводных турбин, эжекторов, лабиринтов уплотнений и т.д. При составлении ПТС учитывают: а) современные достижения науки, опыт эксплуатации действующих ТЭС, имеющиеся технические разработки, результаты технико-экономических расчетов; б) местные условия: характер энергетических нагрузок, вид и стоимость топлива, качество исходной воды, начальные параметры пара и необходимость вторичного перегрева пара, и его вид, возможность работы с неполной нагрузкой. В случае расширения ТЭС при составлении ПТС решаются вопросы водного режима вновь устанавливаемого оборудования, возможность использования действующих парогенераторов, степень развития регенерации и т.д. 7.3. Принципиальная тепловая схема конденсационной электростанции В качестве примера ПТС КЭС рассмотрим схему блока К-300-240 (рис. 7.1). В схему входит паровая турбина ЛМЗ мощностью 300 МВт с параметрами пара перед регулирующим клапаном 23,54 МПа и 540 °С и после регулирующего клапана 22,4 МПа и 540 °С. Параметры пара промежуточного перегрева перед стопорным клапаном 3,6 МПа при температуре 545 °С, давление отработавшего пара 0,0034 МПа. Турбина имеет 8 регенеративных отборов. Привод питательного насоса от паровой турбины мощностью 10,5 МВт при давлении пара на входе 1,45 МВт и на выходе 0,243 МПа. Расход пара на турбину через стопорный клапан 890 т/ч или 248 кг/с, пропуск пара в конденсатор 520 т/ч или 145 кг/с. Расход тепла на выработку электроэнергии 2320 МДж/ч, расход питательной воды 930 т/ч. Удельный абсолютный расход тепла на выработку электроэнергии 7715 кДж/(кВт·ч). В блоке с турбиной устанавливается парогенератор прямоточного типа ТКЗ ТПП-21ОА или ЗиО ПК-41-1 производительностью 950 т/ч при давлении пара 25 МПа и температуре 545 °С с промежуточным газовым перегревом при давлении 3,9 МПа и температуре 545 °С, температура питательной воды 240 °С, КПД котла при работе на АШ равен 90,5 %, а при работе на мазуте и газе 92,3÷93,5 %.
Регенеративная схема имеет три ПВД и пять ПНД, подогреватель паром уплотнений. Из отборов № 5 и № 6 пар подается на сетевые подогреватели верхней ступени (ВС) и нижней ступени (НС). Из-за большого расхода питательной воды ПВД включены двумя параллельными нитками. Дополнительно предусмотрены отборы пара для предварительного подогрева дутьевого воздуха. Турбина питательного насоса получает пар из 3 отбора, выхлоп производится на отбор № 6 (и на НС). Производительность питательного насоса 1130 м3/ч при давлении 33 МПа. Пускорезервный насос с электроприводом имеет производительность 50 % от питательного насоса. Предварительная деаэрация воды производится в конденсаторе турбины, а затем в деаэраторе давлением 0,7 МПа. Конденсатор имеет запас конденсата на 5 минут работы блока, кроме того, на каждые два блока устанавливаются два бака ёмкостью 100 м3с перекачивающими насосами и регуляторами уровня. Общий запас воды на 11 минут работы блока с полной нагрузкой. Внутренние потери компенсируются введением в баки через регулятор уровня химически обессоленной воды. Конденсатные насосы устанавливаются в приямке не отметке 5,3 м. Питательный насос работает с подпором на стороне всасывания 1,7 МПа, которой создается бустерным насосом. ПВД и ПНД 5 имеют охладители пара (пароохладители). Регенеративные ПВД имеют каскадную схему сбора дренажа со сливом в деаэратор. Из ПНД 8 и ПУ дренаж самотеком подается в конденсатный бак. ПНД 5, 6, 7 имеют каскадную схему сбора дренажа и из ПНД 7, дренажным насосом конденсат (дренаж) подается на смеситель. Между ПНД 6 и 7 предусмотрена установка охладителя дренажа. Из сетевых подогревателей конденсат дренажным сетевым насосом подается через расширительный бак на дренажный насос и затем между ПНД 6 и 7 в схему основного конденсата (на схеме – в отбор № 7). 7.4. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ Если ТЭЦ имеет однотипные турбины, то составляют схему одной турбоустановки, однако чаще устанавливаются турбины различных типов: ПТ, Р, Т, которые связаны технологически. Общими являются линии технологических отборов турбин ПТ и Р обратного конденсата внешних потребителей, добавочной воды и подпиточной воды тепловых сетей. Сетевые подогреватели выполняются индивидуальными для каждой турбины. ПТС получается сложной и с разнотипным оборудованием, она включает по одному агрегату каждого типа. ПТС ТЭЦ с разнотипными турбинами и одинаковыми парогенераторами в ориентировочных расчетах можно представить одним условным, «эквивалентным» турбоагрегатом ПТ, который обеспечивает заданную электрическую мощность, требуемый отпуск пара и горячей воды (рис. 7.2). Расчет ПТС должен уточнить состав основного и вспомогательного оборудования, обеспечивающего тепловую и электрическую нагрузки. Оптимальный состав турбогенераторов определяется на основании расчета ПТС и сравнения технико-экономических вариантов. Последовательность разработки ПТС ТЭЦ. 1. Произвести выбор типов турбин, обеспечивающих тепловую и электрическую мощность по заданию. 2. Составить схему отпуска тепла. 3. Для каждого типа турбины разработать схему подготовки питательной воды и конденсата: регенерация, деаэратор, насосы и т.д. 4. Составить схему подготовки добавочной воды для парогенераторов и подпиточной воды для тепловой сети.
Тип парогенератора определяется местными условиями: видом топлива, единичной мощностью парогенератора и т.п. Наиболее часто устанавливаются парогенераторы ТГМ-84-420-140 или БКЗ-420-140, производительность по 420 т/ч, параметры пара – 13,7 МПа и 565 °С, температура питательной воды 230 °С. Схема регенеративного подогрева состоит из 3 ПВД, 4 ПНД, подогревателя уплотнений, охладителя пара эжекторов и деаэратора. ПВД имеют охладители дренажа. Отбор № 4 регулируемый – пар подается на деаэратор, ПНД 4 и на технологическое потребление. С производства конденсат возвращается ОКН в смеситель на линии основного конденсата между ПНД 5 и ПНД 6. Перед смесителем установлен охладитель дренажа (ОД), отборы № 6 и № 7 выполнены регулируемыми и отпускают пар на сетевые подогреватели ВС и НС. Пиковая отопительная нагрузка покрывается за счет включения ПВК. Дренаж из сетевых подогревателей сетевыми насосами ДНС возвращается в линию основного конденсата в смесители между ПНД 5 и 6 и ПНД 6 и 7. Дренаж из ПВД 1, 2, 3 самотеком по каскадной схеме направляется в деаэратор, из ПНД 4 самотеком поступает в ПНД 5 и через охладитель дренажа направляется в ПНД 6, откуда дренажным насосом подается в смеситель. Из ПНД7, ПУ, ОЭ дренаж самотеком подается во всасывающую линию конденсатного насоса. Выпар непрерывной продувки из РНП подается в деаэратор, а концентрат продувки используется для подогрева добавочной воды, вводимой в конденсатор. 7.5. Методика расчета ПТС КЭС Задачей расчета ПТС КЭС является определение технических характеристик теплового оборудования, обеспечивающего график электрической нагрузки и требуемые энергетические и технико-экономические показатели станции. Расчет КЭС выполняется по максимальной нагрузке в следующей последовательности. 1. На основании процесса расширения в i, S–диаграмме определяется состояние пара в турбине. Линия процесса расширения строится по начальным параметрам пара, параметрам промежуточного перегрева пара, давлению отработавшего пара при заданных значениях ηоi отдельных цилиндров и отсеков турбины. Значение КПД определяется по расчету, результатам испытаний или по справочным данным. Давление регенеративных отборов определяется в зависимости от распределения регенеративного подогрева воды между подогревателями. Первый этап расчета заканчивается построением в i, S–диаграмме процесса расширения пара в турбине. 2. По данным процесса расширения пара i, S–диаграмме с учетом регенеративного распределения подогрева питательной воды составляют таблицу параметров пара. По температурам конденсата и питательной воды за регенеративными подогревателями (РП) и величинам недогрева θ °С или υ кДж/кг определяют температуру насыщения tн °С и давление греющего пара р'r, МПа в отборах турбины. Точки отборов показывают на i, S - диаграмме процесса расширения пара в турбине. В таблицу параметров пара включается величина регенеративного подогрева воды τр, кДж/кг, количество тепла, отдаваемого паром при конденсации qp, кДж/кг. При использовании встроенных пароохладителей в величину qр включается количество тепла, отдаваемое в пароохладителе qпо. Для удобства расчета данные состояния пара и воды в пароохладителях целесообразно вынести в отдельную таблицу. В основную таблицу включают давление рв и энтальпию iв питательной воды (конденсата) по ступеням подогрева. Следовательно, в таблицу должны входить: температура, давление, энтальпия пара всех точек процесса расширения от входа в турбину до конденсатора; параметры основного конденсата от выхода из конденсатора до выхода из последней ступени регенеративного подогревателя, параметры конденсата греющего пара. Параметры пара вспомогательных потоков: охладителей, испарителей, подогревателей и др. целесообразно включать в отдельные таблицы. Таким образом, задачей второго этапа расчета является определение параметров основных потоков теплоносителей. 3. Составляется материальный баланс потоков пара и конденсата, с учетом того, что все утечки теплоносителя сосредоточены на линии пара высокого давления. Материальные балансы составляются: - для парогенератора; - для питательной воды; - для добавочной воды. Расчет тепловой схемы целесообразно выполнять в относительных единицах a расхода пара и воды. Исходной величиной для расчета служит электрическая мощность турбогенератора Nэ. Результатом расчета является определение расхода пара на турбину при заданной электрической мощности и значений потоков пара и воды, (выраженные в абсолютных величинах), в конденсатор, отборы, на тепловое потребление и т.д. Расчет может быть выполнен и исходя из заданного расхода пара на турбину. В этом случае определяемой величиной будет электрическая мощность турбогенератора. При такой методике расчета целесообразно использовать выполненный прототип турбины и принять удельный расход пара около 3 кг/кВт ч. 4. Составляются и совместно решаются уравнения теплового баланса теплообменников для определения расходов пара на эти теплообменные аппараты, величин отборов и т.д. 7.6. Методика расчета ПТС ТЭЦ В отличие от расчета принципиальной тепловой схемы КЭС для ПТС ТЭЦ помимо электрической нагрузки нужно знать еще и тепловую нагрузку. Расчет ПТС ТЭЦ выполняется при максимальных энергетических нагрузках. Задачей расчета является определение характеристик оборудования и показателей ТЭЦ для нескольких типичных нагрузок (режимов) за годовой период. Например, по отопительной нагрузке такими режимами являются следующие. 1. Расчетный режим - соответствует наибольшему отпуску (расходу) тепла на отопление из отборов при наибольшем отпуске тепла промышленным потребителям и наибольшей электрической мощности турбогенератора при минимальном пропуске пара в конденсатор. 2. Режим низшей расчетной температуры. 3. Режим промежуточных температур наружного воздуха и соответствующих этим температурам расходов тепла на отопление. 4. Режим минимального отпуска тепла на отопление. 5. Режим при пониженной отопительной нагрузке: отпуск тепла производится только на горячее водоснабжение, при этом электрическая нагрузка на турбогенератор несколько понижена за счет увеличения нагрузки, например, на конденсационные турбины. На практике расчет тепловой схемы ТЭЦ может выполняться не по всем приведенным выше вариантам (режимам работы). Наиболее важными является режим работы ТЭЦ при максимальной тепловой и электрической нагрузке, а также режим, соответствующий низшей расчетной температуре наружного воздуха. Для расчетного режима расчет тепловой схемы выполняется в следующей последовательности. 1. Производится построение в i, S–диаграмме процесса расширения пара в турбине. 2. Составляется сводная таблица параметров пара и воды. 3. Составляются уравнения материального баланса. 4. Из полученных уравнений материального баланса выделяются искомые и исходные величины. 5. Составляются уравнения теплового баланса элементов ПТС и выделяются величины, подлежащие определению. Устанавливается порядок решения уравнений для определения необходимых величин. 6. Составляется баланс теплофикационной турбоустановки с учетом вспомогательных отборов пара на подогрев воздуха, мазута, на подсушку топлива и др. 7. Вычисляются показатели турбогенератора и ТЭЦ в целом по расходам пара, воды и их параметрам, по электрической мощности и по расходам тепла и топлива. plysh.narod.ru | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|||||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||
|
ПГУ-400 описание работы Описание работы блока ПГУ-400 с принципиальной схемой и различных режимов работы при включенных и отключенных паровых и газовых […]
Пуск и останов питательных насосов
Инструкция по эксплуатации питательных насос на примере насосов ПЭН-500-180-2 работающих на реальном объекте.
Ранее мы писали, […]
Маслосистема турбоагрегата ПР-13/15,8-3,4/1,5/0,6 схема В статье есть схема маслосистемы турбоагрегата ПР-13/15,8-3,4/1,5/0,6 и ее описание.
Система маслоснабжения ТЭС
Система […]
Деаэратор атмосферный техническое задание Подробные технические требования на закупку атмосферного деаэратора, с описанием конструкции, указанием всех штуцеров и […]
Выбор оборудования тепловой электростанции
В статье показано, как подбирается оборудование для тепловой электростанции на стадии проекта.
Описание принципиальной схемы для […]
схема оборотного водоснабжения ТЭЦ Система оборотного водоснабжения
Схема оборотного водоснабжения ТЭС-1 представлена на чертеже
Вода из системы оборотного […]
Бездеаэраторная схема тепловой электростанции Описание бездеаэраторной схемы ТЭЦ работающей на угольном топливе с сверхкритическими параметрами пара. Описание взято из проекта угольной […]
Тепловая схема котельной с паровыми котлами, чертеж В этой статье мы разберем чертеж тепловой схемы котельной с паровыми котлами и опишем ее принцип работы.
Допущения и условные […]
Развернутая тепловая схема ТЭС описание работы
В статье представлена развернутая тепловая схема тепловой электростанции, со всем основным и вспомогательным оборудованием и […]
Мазутное хозяйство ТЭЦ схема мазутопроводов и пара
[reklama1] Подача мазута к новому зданию ТЭЦ осуществляется по одинарному трубопроводу Ду100 в соответствии со
СНиП II-35-76 […]
Турбина выполнена одновальной, с числом оборотов
3000 об/мин. Трехцилиндровая: ЦВД имеет не регулируемый отбор на ПВД 1, отбор
на ПВД 2 после ЦВД; ЦСД состоит из ЧСД и ЧНД, через ЧНД в конденсатор
пропускается 1/3 часть пара конденсационного потока и 2/3 части
конденсационного потока пара в конденсатор поступает через двухпоточный ЦНД.
ЦСД имеет нерегулируемые отборы №№ 3, 4, 5, 6; ЦНД отборы №№ 7; 8.
