1 Принципиальная тепловая схема энергоблока тэс и назначение ее элементов. Тепловая схемакак читать чертежи и что они значатО значении теплового пункта в общей системе теплоснабжения много говорить не надо. Тепловые схемы тепловых узлов задействованы как в сети, и так и в системе внутреннего потребления. Понятие о тепловом пунктеЭкономичность использования и уровня подачи тепла к потребителю напрямую зависит от правильности функционирования оборудования. По сути, тепловой пункт представляет собой юридическую границу, что само по себе предполагает обустройство его набором контрольно-измерительной техники. Благодаря такой внутренней начинке определение взаимной ответственности сторон становится более доступным. Но прежде чем разобраться с этим, необходимо понять, как функционируют тепловые схемы тепловых узлов и для чего их читать. Как определить схему теплового узлаПри определении схемы и оборудования теплового пункта опираются на технические характеристики местной системы теплопотребления, внешней ветки сети, режима работы систем и их источников. В этом разделе предстоит ознакомиться с графиками расхода теплоносителя – тепловой схемой теплового узла. Подробное рассмотрение позволит понять, как производится подключение к общему коллектору, давление внутри сети и относительно теплоносителя, показатели которых напрямую зависят от расхода тепла.
Важно! В случае присоединения теплового узла не к коллектору, а к тепловой сети расход теплоносителя одной ветки неизбежно отражается на расходе другой. Разбор схемы теплового узла в деталяхНа рисунке изображены два типа подключений: а – в случае подключения потребителей непосредственно к коллектору; б – при присоединении к ветке тепловой сети.
Чертеж отражает графические изменения расходов теплоносителя при наступлении таких обстоятельств: А – при подключении систем отопления и водоснабжения (горячего) к коллекторам теплоисточника по отдельности. Б – при врезке тех же систем к наружной тепловой сети. Интересно, что присоединение в таком случае отличается высокими показателями потери давления в системе. Рассматривая первый вариант, следует отметить, что показатели суммарного расхода теплоносителя возрастают синхронно с расходом на снабжение горячей водой (в режиме І, ІІ, ІІІ), в то время как во втором, хоть рост расхода теплового узла и имеет место быть, вместе с ним показатели расхода на отопление автоматически понижаются. Исходя из описанных особенностей тепловой схемы теплового узла, можно сделать вывод, что в результате суммарного расхода теплоносителя, рассмотренного в первом варианте, при его применении на практике составляет около 80 % расхода при применении второго прототипа схемы. Место схемы в проектированииПроектируя схему теплового узла отопления в жилом микрорайоне, при условии, что система теплоснабжения закрытая, уделите особое внимание выбору схемы соединения подогревателей горячего водоснабжения с сетью. Выбранный проект будет определять расчетные расходы теплоносителей, функции и режимы регулирования, прочее. Выбор схемы теплового узла отопления в первую очередь определяется установленным тепловым режимом сети. Если сеть функционирует по отопительному графику, то подбор чертежа производится исходя из технико-экономического расчета. В таком случае параллельную и смешанную схемы тепловых узлов отопления сравнивают. Особенности оборудования теплового пунктаЧтобы сеть теплоснабжения дома исправно функционировала, на пункты отопления дополнительно устанавливают:
Условные обозначения схем и как их читать
На рисунке выше изображена принципиальная схема теплового узла с подробным описанием всех составляющих элементов.
Обозначения на схемах тепловых узлов помогают разобраться в функционировании узла путем изучения схемы.
Инженеры, ориентируясь на чертежи, могут предположить, где возникает поломка в сети при наблюдающихся неполадках, и быстро ее устранить. Схемы тепловых узлов пригодятся и в том случае, если вы занимаетесь проектированием нового дома. Такие расчеты обязательно входят в пакет проектной документации, ведь без них не выполнить монтаж системы и разводку по всему дому. Информация о том, что такое чертеж тепловой системы и как его принимать на практике, пригодится каждому, кто хотя бы раз в своей жизни сталкивался с отопительными или водонагревающими приборами. Надеемся, приведенный в статье материал поможет разобраться с основными понятиями, понять, как определить на схеме основные узлы и точки обозначения принципиальных элементов. fb.ru Принципиальная тепловая схема производственно-отопительной теплогенерирующей установки.Производственно-отопительные ТГУ проектируются на базе промышленных и отопительных нагрузок, при этом потребителю производится отпуск пара и горячей воды на технологические нужды и горячей воды для покрытия отопительных нагрузок. Принципиальная тепловая схема паровой производственно-отопительной ТГУ с закрытой системой теплоснабжения и котлами типа ДЕ, КЕ, ДКВР, вырабатывающими насыщенный или слегка влажный пар при давлении 1,4 МПа, приведена на рис. 1. Пар, вырабатываемый котельным агрегатом 1, через редукционную охладительную установку3, в которой происходит понижение давления пара (обычно до 0,7 МПа), направляется на собственные нужды ТГУ, в сетевые подогреватели14на выработку теплоты для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. В редукционно-охладительной установке 3при дросселировании получают перегретый пар, который затем увлажняют питательной водой до состояния сухого насыщенного. Для предотвращения повышения концентрации солей в воде, циркулирующей в контуре парового котла 1, предусматривается «продувка», т.е. вывод части котловой воды с большим содержанием солей из контура котла. За счет этого мероприятия предотвращается образование накипи в котле. Продувочная вода выводится в расширитель непрерывной продувки6, где при пониженном давлении (около 0,15 МПа) она вскипает и отводится через подогреватель исходной воды7и барботёр8в канализацию. Для восполнения потерь конденсата на производстве, потери воды с «продувкой» и в тепловых сетях, внутренних потерь пара и др. в схему ТГУ подается определенное количество исходной воды из водопровода. Эта вода насосом исходной воды 9подается в подогреватель исходной воды7, где вода нагревается за счет теплоты сбрасываемой в барботёр продувочной воды. После этого исходная вода подается во второй подогреватель исходной воды5, обогреваемы паром, в котором она нагревается до 20–25 °С, чтоб предотвратить конденсацию пара из воздуха и коррозию на внешних поверхностях труб и оборудования химводоочистки10. В установке химической очистки 10 происходит умягчение воды, т.е. удаление из нее солей жесткости, которые могут привести к образованию накипи в котле и тепловых сетях. Умягченная вода через подогреватели химически очищенной воды15 и16 и охладитель выпара11 направляется в деаэратор атмосферного типа4, где при ее кипении из воды удаляются растворенные газы (О2и СО2), вызывающие внутреннюю коррозию труб котла. В деаэратор 4также поступает конденсат с производства после сетевых теплообменников14. Для нагрева воды в деаэраторе до кипения в него подается пар после редукционной охладительной установки3и расширителя непрерывной продувки 6. Выделившиеся в деаэраторе газы с небольшим количеством пара, который называют выпаром, направляют в теплообменник11, в котором пар конденсируется и отдает теплоту умягченной воде, а газы выбрасываются в атмосферу. Умягченная вода после деаэратора питательным насосом 2 подается в паровой котел1 и к редукционной охладительной установке3. Для восполнения потерь сетевой воды в системе теплоснабжения имеется подпиточный насос 13. Перемещение воды в системе теплоснабжения осуществляется сетевым насосом12. Требуемый температурный режим в ТГУ и системе теплоснабжения поддерживается с помощью перемычки и регулятора температуры 17. При необходимости нагрева воды для технологических нужд в схему ТГУ включается самостоятельная установка. 1 Принципиальная тепловая схема энергоблока тэс и назначение ее элементовТепловая электрическая станция (ТЭС) представляет собой энергетическую установку, служащую для преобразования теплоты, выделяемой при сжигании органического топлива (угля, нефти, газа и др.), в электрическую энергию. По технологической структуре ТЭС делятся на блочные и неблочные. При блочной структуре ТЭС каждая ее турбина питается паром, только от относящегося к ней парогенератора (моноблок), иногда от двух парогенераторов (дубль-блок). Тепловые электрические станции, представляющие собой совокупность отдельных энергоблоков, являются более дешевыми и простыми в управлении и автоматизации. Современные конденсационные электростанции (начиная с мощности турбоагрегата 150 МВт и выше), как правило, с промежуточным перегревом пара, имеют блочную структуру. Конденсационные электростанции (КЭС) с начальным давлением 9 МПа и ниже и ТЭЦ с давлением 13 МПа и ниже не имеют промежуточного перегрева и отличаются неблочной структурой, при которой магистрали свежего пара и питательной воды являются общими для всех парогенераторов. Принципиальная тепловая схема (ПТС) электростанции включает основное (парогенератор, турбина, генератор) и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, с помощью которого осуществляется преобразование тепла в электрическую энергию. При одинаковых энергоблоках с блочной структурой ПТС станции сводится к принципиальной тепловой схеме энергоблока. При неблочной структуре электростанции, имеющей одинаковые турбоустановки и одинаковые парогенераторы, ПТС также сводится к принципиальной тепловой схеме одного агрегата. Рассмотрим принципиальную тепловую схему энергоблока ТЭС на примере паротурбинной установки с промежуточным перегревом пара (рис. 1) Острый перегретый пар с параметрами Ро, to из парогенератора (ПГ) по паропроводу направляется в цилиндр высокого давления (ЦВД) паровой турбины, где расширяется до давления Р'пп. После ЦВД пар отводится в промежуточный пароперегреватель (ПП), расположенный в ПГ, где температура его увеличивается за счет теплоты сгоревшего топлива, как правило, до температуры острого пара to. Вторично перегретый пар с давлением Р''пп и температурой to поступает в цилиндр среднего давления (ЦСД) турбины и из него в цилиндр низкого давления (ЦНД), который на схеме (рис. 1) выполнен двухпоточным. Во всех цилиндрах турбины происходит расширение пара, сопровождающееся понижением давления и температуры. При этом в турбине осуществляется преобразование потенциальной энергии пара в механическую энергию вращения ротора, которая через вал передается в электрогенератор (ЭГ), где преобразуется в электрическую энергию. После турбины пар с давлением Рк направляется в конденсатор K, где отдает свое тепло охлаждающей циркуляционной воде и при этом сам превращается в воду-конденсат. Последний конденсационными насосами (КН) подается в регенеративные подогреватели низкого давления (ПНД) П1, П2, ПЗ и П4, в которых нагревается паром, отбираемым из ЦНД и ЦСД турбины. После П4 конденсат направляется в деаэратор (Д), где освобождается от агрессивных газов и дополнительно нагревается. Из деаэратора конденсат подается через бустерный насос (БН) в питательный насос (ПН), откуда с повышенным давлением прокачивается через подогреватели высокого давления (ПВД) П6, П7 и П8, где подогревается паром, отобранным из турбины, и с температурой tп.в направляется в парогенератор. Рассмотрим структуру тепловой схемы блока. В основное оборудование входят парогенератор и турбоагрегат, паропроводы, свежего пара и промежуточного перегрева. Парогенераторы бывают с естественной циркуляцией (барабанные) и прямоточные. Первые применяются только при докритических давлениях пара, вторые — как при докритических, так и при сверхкритических. Турбоагрегат состоит из турбины, разделенной, как правило, на несколько цилиндров (последние могут иметь два и более потоков пара), и электрогенератора, связанного с ней через вал. Мощность агрегата и начальные параметры острого пара указываются в ГОСТ 3618—69. Промежуточный перегрев пара вводится для повышения тепловой экономичности энергоблока и, кроме того, для повышения надежности и экономичности работы части низкого давления турбины, так как при этом уменьшается влажность пара, проходящего через последние ступени ЦНД. Регенеративная установка турбоагрегата служит для подогрева конденсата и питательной воды отборным паром турбины. Этот подогрев значительно повышает тепловую экономичность энергоблока благодаря тому, что тепло конденсации пара регенеративных отборов не теряется в конденсаторе, а передается конденсату и питательной воде, возвращаемым в цикл. Установка состоит из поверхностных подогревателей низкого и высокого давления, охладителей эжекторов, сальниковых подогревателей, трубопроводов отборов, трубопроводов конденсата греющего пара, сливных насосов.
Рис 1. Принципиальная тепловая схема энергоблока ТЭС с промежуточным перегревом пара Подогреватели подразделяются на поверхностные и смешивающие. В подогревателях поверхностного типа конденсат или питательная вода прокачивается по стальным, или латунным трубкам, расположенным в общем цилиндрическом корпусе, а греющий пар омывает трубки снаружи, конденсируясь при этом на поверхности трубок. В подогревателях смешивающего типа питательная вода или конденсат непосредственно соприкасаются с греющим паром. Причем пар конденсируется при температуре насыщения, соответствующей давлению в подогревателе, и, отдавая воде тепло, нагревает ее практически до температуры насыщения. Поэтому с точки зрения тепловой экономичности смешивающие подогреватели обеспечивают наибольший эффект от регенерации. Недостаток их заключается в том, что для каждого такого подогревателя необходима установка перекачивающего насоса, чтобы подогретая вода могла поступать в последующие элементы схемы с повышенными давлениями. Применяются смешивающие подогреватели в основном в качестве подогревателей низкого давления. На отечественных тепловых электростанциях ПНД служат для подогрева воды, поступающей в деаэратор, а ПВД — для подогрева воды после питательных насосов. И те и другие подогреватели — чаще всего поверхностного типа. В тепловых схемах станций смешивающими подогревателями являются деаэраторы. Подогрев конденсата, дренажей и добавочной воды с низкой температурой, перед деаэратором необходим для того, чтобы средняя температура воды, поступающей в колонку деаэратора, была на 10—15°С ниже температуры насыщения, соответствующей рабочему давлению деаэратора. При этом условии обеспечивается максимальное удаление газов из воды. Подогреватели низкого давления с водяной стороны находятся под сравнительно низким давлением, создаваемым конденсатными насосами и равным 0,69—2,45 МПа. Давление питательной воды или конденсата должно превышать давление греющего пара, чтобы избежать парообразования и гидравлических ударов в трубных системах. Подогреватели высокого давления с водяной стороны находятся под давлением воды питательных насосов; в условиях отечественных ТЭС давление воды составляет от 5,9 до 39,3 МПа, температура - от 150 до 270°С. С целью повышения тепловой экономичности процесса передачи тепла от отборного пара к питательной воде и конденсату, ПВД и верхние (по пару) ПНД выполняют состоящими из трех частей: охладителя пара (ОП), собственно подогревателя (СП) и охладителя дренажа (ОД). В ОП осуществляется охлаждение перегретого отборного пара и дополнительный нагрев воды после собственно подогревателя, так что температура ее доводится до величины, на 2—3°С ниже температуры насыщения. При отсутствии ОП этот недогрев составляет ~5°С. В собственно подогревателе греющий пар конденсируется; температура его на выходе равна температуре насыщения при данном давлении. В охладителе дренажа за счет передачи тепла питательной воде происходит снижение температуры конденсата греющего пара на 13—15°С, благодаря чему уменьшается вытеснение нижележащих отборов и соответственно увеличивается эффект от регенерации. Охладители пара и охладители дренажа могут выполняться как выносными, так и встроенными в корпус подогревателя. При наличии промежуточного перегрева пара один из подогревателей целесообразно питать паром из холодной нитки промперегрева. Причем нагрев воды в этом подогревателе должен быть гораздо большим (в 1,5—1,8 раза), чем в остальных подогревателях. А охладитель дренажа этого подогревателя должен снижать температуру до величины, на 35—40°С, ниже температуры насыщения в подогревателе (у остальных подогревателей — на 13—15°С). Эти условия обеспечивают увеличение тепловой экономичности турбоустановки. В тракт низкого давления регенеративного подогрева наряду с ПНД включаются вспомогательные подогреватели: охладители эжекторов, сальниковые охладители, сальниковые подогреватели (СП, см. рис. 1). Все они являются рекуперативными теплообменными аппаратами, в которых основному конденсату передается тепло конденсации отработавшего пара пароструйных эжекторов и пара, отсасываемого из конечных и промежуточных камер концевых уплотнений турбины. Через вспомогательные подогреватели пропускается только часть основного конденсата во избежание их повышенного гидравлического сопротивления. Для удаления конденсата греющего пара (дренажа) из поверхностных подогревателей используется каскадная схема слива, при которой дренаж последовательно сливается из каждого подогревателя в соседний, имеющий меньшее давление. Из ПВД слив, как правило, осуществляется в деаэратор. Из ПНД дренаж сливается последовательно во второй (по ходу основного конденсата) подогреватель П2, забирается оттуда сливным насосом (СH, см. рис. 1) и подается в линию основного конденсата за П2. Из П1 и вспомогательных подогревателей дренаж сливается в конденсатор, где он деаэрируется и вместе с основным турбинным конденсатом может пропускаться через конденсатоочистку для освобождения от продуктов коррозии. Протечки пара через лабиринтовые уплотнения турбины из различных отсеков уплотнений отводятся обычно в один из ПВД, в деаэратор, в один из ПНД и в сальниковый подогреватель (СП). Деаэрационная установка предназначена для удаления из питательной воды растворенных в ней агрессивных газов (кислорода и углекислого газа), вызывающих коррозию оборудования. Деаэрация осуществляется при нагреве воды до температуры кипения, соответствующей давлению парогазовой среды над поверхностью воды. Деаэрационная установка состоит из деаэрационных колонок смешивающего типа, расположенных над баками-аккумуляторами питательной воды, системы трубопроводов воды, греющего пара, уравнительных трубопроводов (по пару и воде) и др. Включение деаэратора в тепловую схему осуществляется двумя способами: в качестве самостоятельной ступени регенеративного подогрева воды, как показано на схеме (рис. 1), или в виде предвключенного деаэратора. В последнем случае деаэратор присоединяют через дроссельный регулирующий клапан к регенеративному отбору, питающему паром следующий за деаэратором по ходу воды ПВД. При самостоятельном отборе на деаэратор предусматривается возможность перевода его при пониженных нагрузках турбины на питание из отбора с более высоким давлением. Независимо от схемы включения давление в деаэраторе обычно поддерживается постоянным при любой нагрузке турбины (равным 0,588 или 0,686 МПа) путем регулирования подвода пара к деаэрационной колонке. Питательная установка включает в себя питательные турбо- и электронасосы, трубопроводы питательной воды и вспомогательное оборудование: бустерные насосы, системы маслоснабжения, охлаждения подшипников и двигателей, уплотнения сальников. Установка служит для питания парогенератора питательной водой. При мощности турбоагрегата 150—200 МВт может применяться как электро-, так и турбопривод питательного насоса. При меньших мощностях применятся, как правило, электропривод, при больших — турбопривод, который может выполняться практически на любые требующиеся мощности и просто решает проблемы быстроходности и регулирования оборотов. Турбину привода целесообразно питать паром из отбора главной турбины после промежуточного перегрева. Турбопривод может быть конденсационным (в этом случае выхлоп осуществляется собственный конденсатор привода с давлением 0,004 — 0,007 МПа) и противодавленческим, при котором пар из турбо-привода направляется в один из подогревателей низкого давления. Выбор типа турбопривода определяется, в основном, топливом: при дорогом топливе выгоднее применить конденсационный турбопривод, при дешевом — противодавленческий. Кроме того, при конденсационной приводной турбине можно обойтись без пускорезервного питательного насоса с электроприводом, который необходим в случае противодавленческого привода при пуске блока. Бустерный насос имеет электропривод и создает подпор на входе воды в питательный насос. Система основного конденсата включает в себя конденсатные насосы, блочную обессоливающую установку, конденсатопроводы, линии рециркуляции конденсата. Конденсатные насосы (КН, см. рис. 1) служат для удаления основного конденсата турбины из конденсатора и перекачивания его через подогреватели низкого давления в деаэратор. Для приготовления добавочной воды с целью ввода ее в цикл в большинстве случаев применяется химическое обессоливание с подачей добавочной воды в конденсатор турбины. studfiles.net Полная (развернутая) тепловая схема и трубопроводы электростанцийПолная (развернутая) тепловая схема (РТС) включает тепловое оборудование пароводяного тракта электростанции и трактов других основных теплоносителей и объединяющие его трубопроводы с арматурой. В отличие от принципиальной тепловой схемы (ПТС) РТС включает все агрегаты электростанции или энергоблока - рабочие и резервные, трубопроводы полном объеме, со всеми параллельными линиями («нитками») и арматурой. Развернутая тепловая схема составляется на основе произведенного перед этим выбора оборудования электростанции; чертеж ее дает наглядное представление о типе и числе агрегатов электростанции, о способах соединения оборудования трубопроводами, о типе и расстановке арматуры. Чертеж РТС сопровождается спецификацией с данными о типах, числе и основных технических характеристиках оборудования. Развернутая тепловая схема и ее спецификация характеризуют уровень технического совершенства электростанции, ее тепловую экономичность и возможную надежность, вероятные режимы работы, включения и отключения элементов оборудования. Если электростанция неблочной структуры состоит из нескольких очередей (секций), то бывает целесообразно иметь для каждой очереди (секции) отдельную развернутую тепловую схему. Однако в отдельных схемах нужно указать общие для всей электростанции линии трубопроводов: паропроводы собственных нужд, трубопроводы химически очищенной добавочной воды, трубопроводы пара для уплотнений турбины, деаэраторов, приводных турбин питательных насосов и воздуходувок. Развернутую тепловую схему электростанции блочной структуры с одинаковыми энергоблоками выполняют для одного энергоблока, но также с указанием вспомогательных линий трубопроводов, общих для различных энергоблоков. Если электростанция состоит из различных блоков, то для каждого из них составляется своя схема, включающая дополнительно вспомогательные общестанционные линии. Для электростанции с одинаковыми или различными энергоблоками целесообразно иметь и общую упрощенную схему. Развернутая тепловая схема включает следующее оборудование и трубопроводы. Турбоустановки, включающие паровые турбины, конденсаторы, электрогенераторы. Паровые котлы. Прямоточные паровые котлы показывают в развернутом виде, включая экономаизерную, испарительную (при докри-тическом давлении) и пароперегревательную части, встроенные сепараторы, насосы рециркуляции (если имеются), арматуру (разделительные, переключающие задвижки) и др. Теплообменники — подогреватели регенеративные и сетевые, испарители и паропреобразователи (если они имеются), деаэраторы с баками, вспомогательные подогреватели и охладители пара из уплотнений и эжекторов, масло- и газоохладители и др. Насосы — питательные, испарителей, паро-преобразователей, конденсатные турбин и сетевых подогревателей, бустерные (предвключенные), дренажные. Приводные турбины — питательных насосов, воздуходувок и др. Пиковые водогрейные котлы (на ТЭЦ). Баки — чистого и загрязненного конденсата, добавочной обессоленной воды, дренажные, сливные и др. Установки химического обессоливания — добавочной воды, конденсата турбин и др. Трубопроводы — паропроводы свежего пара от паровых котлов к турбинам; пара промежуточного перегрева: питательные и конденсатные, а также паропроводы регенеративных отборов, конденсатные, а также паропроводы регенеративных отборов, конденсато-проводы; вспомогательные трубопроводы собственного расхода, дренажные, добавочной (подпиточной) воды; трубопроводы охлаждающей воды конденсаторов турбин, масло-, газо- и воздухоохладителей. На ТЭЦ должны быть показаны линии отвода пара и горячей (сетевой) воды потребителям, линии обратного конденсата и обратной сетевой воды. Пусковые устройства — обводные БРОУ и РОУ, сепараторы (встроенные, выносные), растопочные расширители, насосы рециркуляции и др., соответствующие трубопроводы с арматурой. Независимо от включения пусковых устройств в РТС в сложных случаях выполняют отдельно пусковую схему энергоблока. Арматура, входящая в систему трубопроводов: запорная, регулирующая, защитная (предохранительная), дросселирующая (ре-дукционно-охладительные установки), обводная и др. У линий главных трубопроводов на чертеже РТС указывают наружный диаметр трубопровода и толщину его стенки. Развернутая тепловая схема входит в состав технической документации проектируемой и действующей электростанций. На основе РТС выполняют мнемонические схемы для щитов управления электростанций и их энергоблоков. Развернутая тепловая схема АЭС во многом совпадает с РТС электростанций на органическом топливе и содержит практически все перечисленное выше оборудование. Парогенераторы используются в схемах двухконтурных или трехконтурных АЭС для получения сухого насыщенного или слабоперегретого пара обычных параметров в зависимости от типа реакторной установки. В схему включают дополнительные элементы, соответствующие требованиям работы установок на насыщенном водяном паре и особенностям АЭС с различными типами реакторов. Сепараторы-пароперегреватели — сепараторы влаги с конденсатосборниками и насосами отвода сепарата в линию основного конденсата, одно- или двухступенчатые промежуточные пароперегреватели на свежем и отборном паре с конденсатосборниками и насосами отвода дренажа греющего пара в систему регенерации. Технический конденсатор для отвода теплоты пара из реакторной установки послеостанова турбины. Испарительную установку для питания «чистым» нерадиоактивным паром уплотнения ротора турбины, эжекторов, потребителей собственных нужд (спецочистку) одноконтурной АЭС. Компенсаторы объёма, ёмкости запаса бора аварийной защиты реакторов и другие элементы схемы самой реакторной установки с учетом специфики эксплуатации различных типов энергетических реакторов.
Похожие статьи:poznayka.org Принципиальная тепловая схема котельной с паровыми котлами — КиберПедия
Принципиальная тепловая схема (ПТС) котельной с паровыми котлами для потребителей пара и горячей воды показана на рис. 8. Паровые котельные чаще всего предназначены для одновременного отпуска пара и горячей воды, поэтому в их тепловых схемах имеются установки для подогрева горячей воды. Обычно устанавливаются паровые котлы низкого давления 14 ата, но не выше 24 ата. Сырая вода поступает из водопровода с напором в 30–40 м. вод. ст. Если напор сырой воды недостаточен, предусматривают установку насосов сырой воды 5. Сырая вода подогревается в охладителе непрерывной продувки паровых котлов 11 и в пароводяном подогревателе сырой воды 12 до температуры 20-30 ºС. Далее вода проходит через водоподготовительную установку (ВПУ), и часть ее направляется в подогреватель химически очищенной воды 13, часть проходит через охладитель выпара деаэратора 4 и поступает в деаэратор питательной воды (ДПВ) 2. В этот деаэратор направлены также потоки конденсата и пар после редукционно-охладительной установки (РОУ) 17 с давлением 1,5 ата для подогрева деаэрируемой воды до 104 0С. Деаэрированная вода при помощи питательного насоса (ПН) 6 подается в водяные экономайзеры котла и к охладителю РОУ. Часть выработанного котлами пара редуцируется в РОУ и расходуется для подогрева сырой воды и деаэрации.
1– котел паровой, 2 – деаэратор питательной воды (ДПВ), 3 – деаэратор подпиточной воды, 4 – охладитель выпара, 5 – насос сырой воды, 6 – насос питательный (ПН), 7 – насос подпиточный, 8 – насос сетевой (СН), 9 – насос конденсатный (КН), 10 – бак конденсатный, 11 – охладитель продувочной воды (ОПВ), 12 – подогреватель сырой воды, 13 – подогреватель хим. очищенной воды (ПХОВ), 14 – охладитель подпиточной воды, 15 – охладитель конденсата, 16 – подогреватель сетевой воды, 17 – редукционно-охладительная установка (РОУ), 18 – сепаратор непрерывной продувки, 19 – продувочный колодец, ВПУ – водоподготовительная установка.
Вторая часть потока хим. очищенной воды подогревается в подогревателе 14, частично в охладителе выпара 4 и направляется в деаэратор подпиточной воды для тепловых сетей 3. Вода после этого деаэратора проходит водо-водяной теплообменник 14 и подогревает хим. очищенную воду. Подпиточным насосом 7 вода подается в трубопровод перед сетевыми насосами 8, которые прокачивают сетевую воду сначала через охладитель конденсата 15 и затем через подогреватель сетевой воды 16, откуда вода идет в тепловую сеть. Деаэратор подпиточной воды 3 также использует пар низкого давления после РОУ. При закрытой системе теплоснабжения расход воды на подпитку тепловых сетей обычно незначителен. В этом случае довольно часто не выделяют отдельного деаэратора для подготовки подпиточной воды тепловых сетей, а используют деаэратор питательной воды паровых котлов. На приведенной схеме предусматривается использование теплоты непрерывной продувки паровых котлов. Для этой цели устанавливают сепаратор непрерывной продувки 18, в котором вода частично испаряется за счет снижения ее давления от 14 до 1,5 ата. Образующийся пар отводится в паровое пространство деаэратора, горячая вода направляется в водо-водяной теплообменник сырой воды 11. Охлажденная продувочная вода сбрасывается в продувочный колодец. Непрерывная продувка обеспечивает равномерное удаление из котла накопившихся растворенных солей и осуществляется из места наибольшей их концентрации в верхнем барабане котла. Периодическая продувка применяется для удаления шлама, осевшего в элементах котла, и производится из нижних барабанов и коллекторов котла через каждые 12-16 часов. Иногда предусматривают подачу продувочной воды для подпитки закрытых тепловых сетей. Подпитка тепловых сетей продувочной водой допускается только в том случае, когда общая жесткость сетевой воды не превышает 0,05 мг-экв/кг. ПТС котельной для открытых систем теплоснабжения отличается от приведенной только установкой дополнительного деаэратора для деаэрации подпиточной воды тепловых сетей и установкой баков-аккумуляторов. Конденсат от пароводяных подогревателей под давлением греющего пара во всех случаях следует направлять в ДПВ, минуя конденсатные баки 10 и насосы 9. При открытых системах теплоснабжения для деаэрации подпиточной воды устанавливают, как правило, атмосферные деаэраторы. Использование продувочной воды котлов в качестве подпиточной для открытых систем не допускается. Температура питательной воды после деаэратора 104 °С. Температура возвращаемого с производства конденсата 80–95 °С.
Принципиальная тепловая схема котельной с водогрейными котлами для закрытых систем теплоснабжения
ПТС котельных с водогрейными котлами для закрытых систем теплоснабжения показана на рис. 9. Вода из обратной линии тепловых сетей с небольшим напором 20–40 м. вод. ст. поступает к сетевым насосам 2. Туда же подводится вода от подпиточных насосов 5, компенсирующая утечки волы в тепловых сетях. К насосу 2 подается и горячая сетевая вода, теплота которой частично использована в теплообменниках для подогрева хим. очищенной воды 8 и сырой воды 7. Для обеспечения температуры воды на входе в котел, заданной по условиям предупреждения коррозии, в трубопровод за сетевым насосом 2 подают необходимое количество горячей воды, вышедшей из водогрейных котлов 1. Вода подается рециркуляционным насосом 3. При всех режимах работы тепловой сети, кроме максимально зимнего, часть воды из обратной линии после насосов 2, минуя котлы, подают по линии перепуска в количестве Gпер в подающую магистраль, где вода, смешиваясь с горячей водой из котлов, обеспечивает заданную расчетную температуру в подающей магистрали тепловых сетей. Добавка хим. очищенной воды подогревается в теплообменниках 9, 8, 11 и деаэрируется в деаэраторе 10. Воду для подпитки тепловых сетей из баков 6 забирает подпиточный насос 5 и подает в обратную линию. Для сокращения расхода воды на рециркуляцию ее температура на выходе из котлов поддерживается, как правило, выше температуры воды в подающей линии теплосети. Только при расчетном максимально зимнем режиме температура воды на выходе из котлов и в подающей линии будет одинаковой. Для закрытых систем даже в мощных водогрейных котельных можно обойтись одним деаэратором подпиточной воды с невысокой производительностью. Уменьшается также мощность подпиточных насосов 5 и оборудование ВПУ, снижаются требования к качеству подпиточной воды по сравнению с открытыми системами. Недостаток закрытых систем – некоторое удорожание оборудования абонентских узлов горячего водоснабжения. Водогрейные котлы надежно работают лишь при условии поддержания постоянства количества проходящей через них воды. Расход воды должен быть постоянным, независимо от колебаний тепловых нагрузок. Поэтому регулирование отпуска тепловой энергии в сеть необходимо осуществить путем изменения температуры воды на выходе их котлов Gпер. Для уменьшения интенсивности наружной коррозии трубных поверхностей стальных водогрейных котлов необходимо поддерживать температуру воды на входе в котлы выше температуры точки росы дымовых газов. Минимальная допустимая температура на входе в котлы рекомендуется следующая: при работе на природном газе – не ниже 60 °С; при работе на малосернистом мазуте – не ниже 70 °С; при работе на высокосернистом мазуте – не ниже 110°С. Так как температура обратной сетевой воды почти всегда ниже 60 °С в тепловых схемах предусматривается линия рециркуляции. Для определения температуры воды в тепловых сетях для различных расчетных температур наружного воздуха строятся графики, разработанные теплоэлектропроектом. Например, из такого графика видно, что при температурах наружного воздуха +3 ºС и выше вплоть до конца отопительного сезона температура прямой сетевой воды постоянна и равна 70 0С. Среднечасовой расход в сутки теплоты на горячее водоснабжение обычно составляет 20% общей теплопроизводительности котельной: 3 % – потери наружных тепловых сетей; 3 % – расходы на собственные нужды от установленной теплопроизводительности котельной; 0,25 % – утечка из тепловых сетей закрытых систем; 0,25 % – объем воды в трубах тепловых сетей.
Рис. 9. Принципиальная тепловая схема котельной с водогрейными котлами для закрытой системы теплоснабжения 1 – котел водогрейный, 2 – насос сетевой (СН), 3 – насос рециркуляции, 4 – насос сырой воды (НСВ), 5 – насос подпиточной воды, 6 – бак подпиточной воды, 7 – подогреватель сырой воды, 8 – подогреватель хим. очищенной воды (ПХОВ), 9 – охладитель подпиточной воды, 10 – деаэратор, 11 – охладитель выпара, 12 – водоподготовительная установка (ВПУ).
cyberpedia.su Тепловая схема - это... Что такое Тепловая схема? Тепловая схемасхема преобразования и использования тепловой энергии рабочего тела в энергетической установке (в том числе в АЭС). Термины атомной энергетики. - Концерн Росэнергоатом, 2010
Смотреть что такое "Тепловая схема" в других словарях:
dic.academic.ru 1 Принципиальная тепловая схема энергоблока тэс и назначение ее элементовТепловая электрическая станция (ТЭС) представляет собой энергетическую установку, служащую для преобразования теплоты, выделяемой при сжигании органического топлива (угля, нефти, газа и др.), в электрическую энергию. По технологической структуре ТЭС делятся на блочные и неблочные. При блочной структуре ТЭС каждая ее турбина питается паром, только от относящегося к ней парогенератора (моноблок), иногда от двух парогенераторов (дубль-блок). Тепловые электрические станции, представляющие собой совокупность отдельных энергоблоков, являются более дешевыми и простыми в управлении и автоматизации. Современные конденсационные электростанции (начиная с мощности турбоагрегата 150 МВт и выше), как правило, с промежуточным перегревом пара, имеют блочную структуру. Конденсационные электростанции (КЭС) с начальным давлением 9 МПа и ниже и ТЭЦ с давлением 13 МПа и ниже не имеют промежуточного перегрева и отличаются неблочной структурой, при которой магистрали свежего пара и питательной воды являются общими для всех парогенераторов. Принципиальная тепловая схема (ПТС) электростанции включает основное (парогенератор, турбина, генератор) и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, с помощью которого осуществляется преобразование тепла в электрическую энергию. При одинаковых энергоблоках с блочной структурой ПТС станции сводится к принципиальной тепловой схеме энергоблока. При неблочной структуре электростанции, имеющей одинаковые турбоустановки и одинаковые парогенераторы, ПТС также сводится к принципиальной тепловой схеме одного агрегата. Рассмотрим принципиальную тепловую схему энергоблока ТЭС на примере паротурбинной установки с промежуточным перегревом пара (рис. 1) Острый перегретый пар с параметрами Ро, to из парогенератора (ПГ) по паропроводу направляется в цилиндр высокого давления (ЦВД) паровой турбины, где расширяется до давления Р'пп. После ЦВД пар отводится в промежуточный пароперегреватель (ПП), расположенный в ПГ, где температура его увеличивается за счет теплоты сгоревшего топлива, как правило, до температуры острого пара to. Вторично перегретый пар с давлением Р''пп и температурой to поступает в цилиндр среднего давления (ЦСД) турбины и из него в цилиндр низкого давления (ЦНД), который на схеме (рис. 1) выполнен двухпоточным. Во всех цилиндрах турбины происходит расширение пара, сопровождающееся понижением давления и температуры. При этом в турбине осуществляется преобразование потенциальной энергии пара в механическую энергию вращения ротора, которая через вал передается в электрогенератор (ЭГ), где преобразуется в электрическую энергию. После турбины пар с давлением Рк направляется в конденсатор K, где отдает свое тепло охлаждающей циркуляционной воде и при этом сам превращается в воду-конденсат. Последний конденсационными насосами (КН) подается в регенеративные подогреватели низкого давления (ПНД) П1, П2, ПЗ и П4, в которых нагревается паром, отбираемым из ЦНД и ЦСД турбины. После П4 конденсат направляется в деаэратор (Д), где освобождается от агрессивных газов и дополнительно нагревается. Из деаэратора конденсат подается через бустерный насос (БН) в питательный насос (ПН), откуда с повышенным давлением прокачивается через подогреватели высокого давления (ПВД) П6, П7 и П8, где подогревается паром, отобранным из турбины, и с температурой tп.в направляется в парогенератор. Рассмотрим структуру тепловой схемы блока. В основное оборудование входят парогенератор и турбоагрегат, паропроводы, свежего пара и промежуточного перегрева. Парогенераторы бывают с естественной циркуляцией (барабанные) и прямоточные. Первые применяются только при докритических давлениях пара, вторые — как при докритических, так и при сверхкритических. Турбоагрегат состоит из турбины, разделенной, как правило, на несколько цилиндров (последние могут иметь два и более потоков пара), и электрогенератора, связанного с ней через вал. Мощность агрегата и начальные параметры острого пара указываются в ГОСТ 3618—69. Промежуточный перегрев пара вводится для повышения тепловой экономичности энергоблока и, кроме того, для повышения надежности и экономичности работы части низкого давления турбины, так как при этом уменьшается влажность пара, проходящего через последние ступени ЦНД. Регенеративная установка турбоагрегата служит для подогрева конденсата и питательной воды отборным паром турбины. Этот подогрев значительно повышает тепловую экономичность энергоблока благодаря тому, что тепло конденсации пара регенеративных отборов не теряется в конденсаторе, а передается конденсату и питательной воде, возвращаемым в цикл. Установка состоит из поверхностных подогревателей низкого и высокого давления, охладителей эжекторов, сальниковых подогревателей, трубопроводов отборов, трубопроводов конденсата греющего пара, сливных насосов.
Рис 1. Принципиальная тепловая схема энергоблока ТЭС с промежуточным перегревом пара Подогреватели подразделяются на поверхностные и смешивающие. В подогревателях поверхностного типа конденсат или питательная вода прокачивается по стальным, или латунным трубкам, расположенным в общем цилиндрическом корпусе, а греющий пар омывает трубки снаружи, конденсируясь при этом на поверхности трубок. В подогревателях смешивающего типа питательная вода или конденсат непосредственно соприкасаются с греющим паром. Причем пар конденсируется при температуре насыщения, соответствующей давлению в подогревателе, и, отдавая воде тепло, нагревает ее практически до температуры насыщения. Поэтому с точки зрения тепловой экономичности смешивающие подогреватели обеспечивают наибольший эффект от регенерации. Недостаток их заключается в том, что для каждого такого подогревателя необходима установка перекачивающего насоса, чтобы подогретая вода могла поступать в последующие элементы схемы с повышенными давлениями. Применяются смешивающие подогреватели в основном в качестве подогревателей низкого давления. На отечественных тепловых электростанциях ПНД служат для подогрева воды, поступающей в деаэратор, а ПВД — для подогрева воды после питательных насосов. И те и другие подогреватели — чаще всего поверхностного типа. В тепловых схемах станций смешивающими подогревателями являются деаэраторы. Подогрев конденсата, дренажей и добавочной воды с низкой температурой, перед деаэратором необходим для того, чтобы средняя температура воды, поступающей в колонку деаэратора, была на 10—15°С ниже температуры насыщения, соответствующей рабочему давлению деаэратора. При этом условии обеспечивается максимальное удаление газов из воды. Подогреватели низкого давления с водяной стороны находятся под сравнительно низким давлением, создаваемым конденсатными насосами и равным 0,69—2,45 МПа. Давление питательной воды или конденсата должно превышать давление греющего пара, чтобы избежать парообразования и гидравлических ударов в трубных системах. Подогреватели высокого давления с водяной стороны находятся под давлением воды питательных насосов; в условиях отечественных ТЭС давление воды составляет от 5,9 до 39,3 МПа, температура - от 150 до 270°С. С целью повышения тепловой экономичности процесса передачи тепла от отборного пара к питательной воде и конденсату, ПВД и верхние (по пару) ПНД выполняют состоящими из трех частей: охладителя пара (ОП), собственно подогревателя (СП) и охладителя дренажа (ОД). В ОП осуществляется охлаждение перегретого отборного пара и дополнительный нагрев воды после собственно подогревателя, так что температура ее доводится до величины, на 2—3°С ниже температуры насыщения. При отсутствии ОП этот недогрев составляет ~5°С. В собственно подогревателе греющий пар конденсируется; температура его на выходе равна температуре насыщения при данном давлении. В охладителе дренажа за счет передачи тепла питательной воде происходит снижение температуры конденсата греющего пара на 13—15°С, благодаря чему уменьшается вытеснение нижележащих отборов и соответственно увеличивается эффект от регенерации. Охладители пара и охладители дренажа могут выполняться как выносными, так и встроенными в корпус подогревателя. При наличии промежуточного перегрева пара один из подогревателей целесообразно питать паром из холодной нитки промперегрева. Причем нагрев воды в этом подогревателе должен быть гораздо большим (в 1,5—1,8 раза), чем в остальных подогревателях. А охладитель дренажа этого подогревателя должен снижать температуру до величины, на 35—40°С, ниже температуры насыщения в подогревателе (у остальных подогревателей — на 13—15°С). Эти условия обеспечивают увеличение тепловой экономичности турбоустановки. В тракт низкого давления регенеративного подогрева наряду с ПНД включаются вспомогательные подогреватели: охладители эжекторов, сальниковые охладители, сальниковые подогреватели (СП, см. рис. 1). Все они являются рекуперативными теплообменными аппаратами, в которых основному конденсату передается тепло конденсации отработавшего пара пароструйных эжекторов и пара, отсасываемого из конечных и промежуточных камер концевых уплотнений турбины. Через вспомогательные подогреватели пропускается только часть основного конденсата во избежание их повышенного гидравлического сопротивления. Для удаления конденсата греющего пара (дренажа) из поверхностных подогревателей используется каскадная схема слива, при которой дренаж последовательно сливается из каждого подогревателя в соседний, имеющий меньшее давление. Из ПВД слив, как правило, осуществляется в деаэратор. Из ПНД дренаж сливается последовательно во второй (по ходу основного конденсата) подогреватель П2, забирается оттуда сливным насосом (СH, см. рис. 1) и подается в линию основного конденсата за П2. Из П1 и вспомогательных подогревателей дренаж сливается в конденсатор, где он деаэрируется и вместе с основным турбинным конденсатом может пропускаться через конденсатоочистку для освобождения от продуктов коррозии. Протечки пара через лабиринтовые уплотнения турбины из различных отсеков уплотнений отводятся обычно в один из ПВД, в деаэратор, в один из ПНД и в сальниковый подогреватель (СП). Деаэрационная установка предназначена для удаления из питательной воды растворенных в ней агрессивных газов (кислорода и углекислого газа), вызывающих коррозию оборудования. Деаэрация осуществляется при нагреве воды до температуры кипения, соответствующей давлению парогазовой среды над поверхностью воды. Деаэрационная установка состоит из деаэрационных колонок смешивающего типа, расположенных над баками-аккумуляторами питательной воды, системы трубопроводов воды, греющего пара, уравнительных трубопроводов (по пару и воде) и др. Включение деаэратора в тепловую схему осуществляется двумя способами: в качестве самостоятельной ступени регенеративного подогрева воды, как показано на схеме (рис. 1), или в виде предвключенного деаэратора. В последнем случае деаэратор присоединяют через дроссельный регулирующий клапан к регенеративному отбору, питающему паром следующий за деаэратором по ходу воды ПВД. При самостоятельном отборе на деаэратор предусматривается возможность перевода его при пониженных нагрузках турбины на питание из отбора с более высоким давлением. Независимо от схемы включения давление в деаэраторе обычно поддерживается постоянным при любой нагрузке турбины (равным 0,588 или 0,686 МПа) путем регулирования подвода пара к деаэрационной колонке. Питательная установка включает в себя питательные турбо- и электронасосы, трубопроводы питательной воды и вспомогательное оборудование: бустерные насосы, системы маслоснабжения, охлаждения подшипников и двигателей, уплотнения сальников. Установка служит для питания парогенератора питательной водой. При мощности турбоагрегата 150—200 МВт может применяться как электро-, так и турбопривод питательного насоса. При меньших мощностях применятся, как правило, электропривод, при больших — турбопривод, который может выполняться практически на любые требующиеся мощности и просто решает проблемы быстроходности и регулирования оборотов. Турбину привода целесообразно питать паром из отбора главной турбины после промежуточного перегрева. Турбопривод может быть конденсационным (в этом случае выхлоп осуществляется собственный конденсатор привода с давлением 0,004 — 0,007 МПа) и противодавленческим, при котором пар из турбо-привода направляется в один из подогревателей низкого давления. Выбор типа турбопривода определяется, в основном, топливом: при дорогом топливе выгоднее применить конденсационный турбопривод, при дешевом — противодавленческий. Кроме того, при конденсационной приводной турбине можно обойтись без пускорезервного питательного насоса с электроприводом, который необходим в случае противодавленческого привода при пуске блока. Бустерный насос имеет электропривод и создает подпор на входе воды в питательный насос. Система основного конденсата включает в себя конденсатные насосы, блочную обессоливающую установку, конденсатопроводы, линии рециркуляции конденсата. Конденсатные насосы (КН, см. рис. 1) служат для удаления основного конденсата турбины из конденсатора и перекачивания его через подогреватели низкого давления в деаэратор. Для приготовления добавочной воды с целью ввода ее в цикл в большинстве случаев применяется химическое обессоливание с подачей добавочной воды в конденсатор турбины. studfiles.net |
|
||||||||||||||||||
|
|
||||||||||||||||||
|
Рис. 8. Принципиальная тепловая схема котельной с паровыми котлами
