Буров В.Д. и др. Тепловые электрические станции

Подождите немного. Документ загружается.

8.1. Характерные

тепловые

схемы

паровых турбоустановок

на поддержание в деаэраторе скользящего давления в зависимости от расхода пита-

тельной воды (нагрузки энергоблока) в соответствии с данными, приведенными

ниже:

Расход питательной

воды,

кг/с

277,8

194,44 166,67

138,9 111,1

Давление

деаэраторе,

МПа 0,69 0,69 0,57 0,46 0,35

В тепловых схемах турбоустановок с турбинами К-300-23,5 и Т-250-23,5 приме-

няется питательный насос типа ПТН-1100-350-24 или ПН-1135-340 с турбоприво-

дом. Использование турбопривода позволяет изменять частоту вращения рабочего

колеса насоса при изменении нагрузки блока. Зависимость давления на выходе

насоса ПН-1135-340 от его подачи при различных частотах вращения его вала можно

представить в виде

пн

1,405-3,546- \<Г

1,4534-

10"V, (8.1)

где п — частота вращения вала насоса, мин

-1

При этом предельная максимальная подача насоса, кг/с,

QuT= 6,772и

- 207. (8.2)

При работе на нагрузках, меньших номинальной, и переходе на меньшую час-

тоту вращения вала насоса вследствие снижения его напора требуется в меньшей

степени прикрывать регулирующий питательный клапан (РПК) котла. Благодаря

этому снижаются потери от дросселирования потока воды в РПК. В условиях экс-

плуатации

точное

определение

необходимой

частоты

вращения

осуществляется

авторегулятором, получающим сигнал перепада давления на регулирующем пита-

тельном клапане котла. Регулятор изменяет количество пара, подаваемого на тур-

бину насоса, так, чтобы перепад давления на РПК стал минимальным. Поэтому

по окончании переходного процесса авторегулирования РПК устанавливается

в положение полного открытия. Если энергоблок эксплуатируется в режиме сколь-

зящего давления, то возможно неполное открытие РПК, но при этом часть регули-

рующих клапанов турбины должна быть полностью открыта, а остальные — пол-

ностью закрыты, за счет чего снижаются потери давления в клапанах турбины.

Турбоустановка с турбиной К-200-12,8 ЛМЗ. В проектной тепловой схеме тур-

боустановки с турбиной К-200-12,8 (рис. 8.9) подогреватели высокого давления

включались по типовой последовательной схеме. В ходе эксплуатации было уста-

новлено преимущество подсоединения ПВД по схеме Виолен. Поэтому в новых

модификациях этой турбины применяется схема Виолен. В течение года значитель-

ную часть времени турбоустановка работает с нагрузками, меньшими номиналь-

ной (разгрузка ночью и в выходные дни). При этом перегрев пара второго регене-

ративного отбора незначителен. Незначительный перегрев пара на пониженных

нагрузках и потеря части давления в пароохладителе снижают его эффективность.

Возможно повышение энергетической эффективности тепловой схемы при уста-

новке среднего ПВД без пароохладителя. Подогреватель низкого давления П-2 сме-

шивающий. Для восполнения утечек в схему включена испарительная установка.

В состав испарительной установки входят испаритель И, конденсатор испарителя

КИ и деаэратор испарителя ДИ.

191

Глава

ТЕПЛОВЫЕ

СХЕМЫ

КЭС

Рис. 8.9.

Принципиальная

тепловая

схема

турбоустановки

турбиной

К-200-12,8:

ОЭУ—

охладитель эжектора

уплотнений;

ОЭ —

охладитель

пара

эжекторов

Тепловые схемы без деаэратора. Опыт энергетиков Франции и США, а также

исследования, выполненные специалистами ОАО «Всероссийский теплотехниче-

ский институт», подтверждают некоторые преимущества исключения деаэратора

из тепловой схемы энергоблока, которые обусловлены как повышением энергети-

ческой эффективности тепловой схемы, так и снижением затрат на сооружение

энергоблока. В тепловой схеме без деаэратора отсутствует потеря экономичности

из-за дросселирования пара, подаваемого в деаэратор, снижается потребление

электроэнергии на собственные нужды благодаря исключению бустерных насосов

при незначительном увеличении мощности, затрачиваемой конденсатными насо-

сами второй или третьей ступени. Переход на бездеаэраторную схему энергоблока

мощностью 800 МВт дает экономию затрат 0,5—0,6 %. Однако наличие деаэратора

обеспечивает булыпую гидравлическую надежность тепловой схемы.

На рис. 8.10 приведена схема системы регенеративного подогрева турбоуста-

новки с турбиной К-300-23,5 ЛМЗ без деаэратора.

В этой схеме к отбору, к которому ранее подключался деаэратор, присоединен

подогреватель /7-5, в качестве которого работает нижний ПВД исходной тепловой

схемы. Нагреваемая вода (основной конденсат) поступает от ПНД П-4, а не от пита-

тельного насоса 777/. К третьем регенеративному отбору подключена приводная

турбина питательного насоса. На линии перед питательным насосом установлен

смеситель См, в который вводится конденсат греющего пара из ПВД. Подогреватель

низкого давления П-2 смешивающего типа, с увеличенной вместимостью конденса-

192

8.1.

Характерные

тепловые

схемы паровых турбоустановок

Рис. 8.10.

Схема

системы

регенеративного

подогрева турбоустановки

турбиной

К-300-23,5

без

деаэратора:

/, II,

IV—VIII

—

номера отборов

по

ходу

пара

тосборника. Стабилизирующие функции гидравлического режима работы системы

регенеративного подогрева, которые ранее выполнял деаэратор (с баком-аккумуля-

тором), возложены на смешивающий подогреватель П-2. Для этого создана специ-

альная система автоматического регулирования и защиты П-2. Меньшая деаэри-

рующая способность смешивающего подогревателя по сравнению с деаэратором

компенсируется увеличением деаэрации в конденсаторе турбины. В конденсатосбор-

нике устанавливается соответствующая деаэрирующая вставка. Добавочная вода в

количестве до 15 кг/с подается в конденсатор. В схеме без деаэратора недопустимо

опорожнение П-2. Упуск уровня в 77-2 приводит к срыву работы питательного насоса

и к аварийному отключению энергоблока, поэтому в тепловой схеме предусмотрен

аварийный автоматический подвод части добавочной воды в линию перед КН-2.

В ряде стран применяются тепловые схемы энергоблоков с двумя промежуточ-

ными перегревами пара. На ТЭС США энергоблоки с двумя промежуточными

перегревами пара, работающие на угле, экономичнее, чем блоки с ПГУ

На рис. 8.11 показана принципиальная тепловая схема турбоустановки с двумя

промежуточными перегревами пара мощностью 700 МВт. Турбина состоит из сов-

мещенных ЦВД и ЦСД-1 (ЦВСД), двухпоточного ЦСД-2 и двух двухпоточных

ЦНД. Парораспределение ЦВД сопловое. Благодаря центральному расположению

в ЦВСД паровпусков высокого и среднего давлений и использованию протечки

переднего (внутреннего) уплотнения ЦВД маневренные характеристики турбины

выше. Параметры свежего пара следующие: D

= 521,3 кг/с, р

= 31 МПа, t

= 593 °С. Особенность турбины — низкая влажность пара в выхлопе ЦНД (3,6 %)

при неглубоком вакууме (р

= 8,5 кПа). Промежуточный перегрев пара осуществ-

ляется до 593 °С. Сниженные потери давления в трактах промежуточного пере-

грева составляют 6,6 и 8,0 %. Теплоперепад в последнем отсеке ЦНД равен

152,6 кДж/кг. Принята двухподъемная схема питательных насосов. Давление

на выходе питательного насоса составляет 37,3 МПа, а на выходе бустерного насоса —

6,9 МПа. Температура питательной воды равна 303 °С. Мощность турбопривода

питательного насоса составляет 3,4 % электрической мощности турбогенератора.

193

Глава

ТЕПЛОВЫЕ

СХЕМЫ

КЭС

Рис. 8.11.

Принципиальная

тепловая

схема

энергоблока

турбиной

фирм

«Дженерал

Электрик»

«Тошиба»

(р

= 31 МПа)

В Германии разработан проект энергоблока на каменном угле мощностью 600 МВт,

получивший название RPP NRW, с параметрами: р

= 28,5 МПа; t

= 600 °С; г

пп

= 620 °С; р

= 4,5 кПа; t

= 303,4 °С. Коэффициент полезного действия (нетто)

энергоблока равен 45,9 % при удельных капитальных затратах 798 евро/кВт. В состав

энергоблока входит башенный котел Бенсона с КПД, равным 95 %. Для труб паро-

перегревателей применяется аустенитная сталь ТР347 HFG. Дымовые газы удаля-

ются через градирню с естественной тягой. Размол угля выполняется в трех сред-

неходных мельницах типа MPS. Паровая турбина состоит из ЦВД, двухпоточных

ЦСД и ЦНД. Давление пара перед ЦНД составляет 0,5 МПа. Длина рабочих лопа-

ток последней ступени равна 1400 мм. В системе регенерации имеются восемь

подогревателей.

Специалистами ОАО «Подольский машиностроительный завод» совместно с

НПО ЦКТИ разработан проект тепловой схемы энергоблока повышенной эффек-

тивности. Предложено в конвективной шахте котла после экономайзера установить

турбинный экономайзер, который работает на воде, поступающей в обвод двух пос-

ледних регенеративных подогревателей высокого давления. В выходной части

котла устанавливается нагреватель воды для обогрева калориферов. В результате

снижается температура уходящих газов и КПД котла достигает 94,5 %. Удельный

расход топлива энергоблоком снижается примерно на 2,5 %.

По предпроектным разработкам ВТИ,

JIM3,

ЗиО и МЭИ отечественный энерго-

блок мощностью 525 МВт с суперсверхкритическими параметрами (р

= 29 МПа,

= 595 °С, t

a п

= 597 °С, р

= 3,5 кПа, t

= 300 °С) при сжигании каменного угля

должен иметь КПД (нетто) 45 %, а бурого угля — 45,5 %.

194

8.2.

Основы проектирования принципиальной

тепловой

схемы

8.2.

Основы проектирования

принципиальной

тепловой схемы

Технические характеристики энергоблоков должны соответствовать требованиям

Федерального закона «О техническом регулировании» (2002 г.) и общего техниче-

ского регламента «О безопасности машин и оборудования». На этапе предпроект-

ных работ поиск конкурентоспособных вариантов тепловой схемы энергоблока

выполняется по критериям энергетической эффективности.

В соответствии с функциональной блок-схемой энергоблока (см. рис. 8.2) при

проектировании тепловой схемы необходимо сформировать математические и гра-

фические модели котла, турбины, конденсатора и системы регенеративного подо-

грева. Генератор выбирается в соответствии со значением его КПД.

В первом цикле разработки новой тепловой схемы энергоблока задаются основ-

ные входные и выходные параметры котельной установки. Исходя из требований

унификации номинальные значения и допуски на производительность, абсолютное

давление и температуру пара на выходе из котла, температуры пара после проме-

жуточного перегрева и питательной воды являются также заданными.

На первом этапе проектирования тепловой схемы КПД (брутто) предполагае-

мого котла оценивается на основе характеристик котла, принятого в качестве про-

тотипа. На рис. 8.12 приведена зависимость КПД (брутто) барабанного котла

ТГМЕ-206 энергоблока мощностью 200 МВт от паровой нагрузки при работе

на природном газе. Удельный расход теплоты на собственные нужды котла при

номинальной нагрузке 670 т/ч составляет 0,075 %, а на половинной нагрузке —

0,077 %. Удельный расход электроэнергии на тягодутьевые машины равен

0,0046 кВт

•

ч/кВт.

Влияние температуры питательной воды на экономичность спроектированного

котла принято учитывать внесением поправки к потере теплоты с уходящими газа-

ми q

, %. Например, для котла ТГМЕ-206 (D

=186 кг/с, t

= 243 °С) при измене-

нии температуры питательной воды на ±10 °С температура уходящих газов изме-

няется на ±1 °С, а поправка к q

составляет ±0,059 % (q

= 5,89 ± 0,059). Вместе с

тем при проектировании нового котла стремятся к созданию высокоэкономичного

котла с заданной температурой питательной воды. Указанная поправка может при-

ниматься в качестве предварительной оценки при выполнении расчетов тепловой

схемы на частичных нагрузках с другим котлом.

Проектные подразделения турбо-

строительных заводов руководствуются

агрегатным принципом, в соответствии

с которым при проектировании приме-

няются унифицированные узлы, детали

и целые цилиндры, имеющие успешный

опыт эксплуатации. Такой подход поз-

воляет снизить затраты на создание и

освоение новой турбоустановки, а также

сократить сроки освоения ее в эксплуа-

тации.

95,00

94,75

"594,50

Ё.

94,25

40 50 60 70 80 90 100

Паровая

нагрузка,

Рис. 8.12.

Зависимость

КПД

котла

ТГМЕ-206

от его

паровой

нагрузки

195

Глава 8.

ТЕПЛОВЫЕ

СХЕМЫ

КЭС

Для примера рассмотрим турбину К-500-23,5-4 ЛМЗ, которая проектировалась

после создания турбин К-500-23,5-2 и К-800-23,5-5. В ЦВД турбины К-500-23,5-4

применена первая (регулирующая) ступень, такая же, как в турбине К-800-23,5-5,

а рабочие лопатки десятой—двенадцатой ступеней унифицированы с рабочими

лопатками соответственно шестой—восьмой ступеней турбины К-500-16,5-1.

Наружный и внутренний корпуса ЦВД такие же, что и соответствующие узлы тур-

бины К-800-23,5-5. В качестве цилиндра среднего давления использован полно-

стью унифицированный ЦСД турбины К-500-16,5-1. В турбине К-500-23,5-4

применен унифицированный ЦНД турбины К-800-23,5-5, который, в свою оче-

редь,

создан путем модернизации проточной части ЦНД турбины К-300-23,5-3.

Использование прошедших практическую проверку конструкторских решений

обусловило значительные конструктивные изменения четвертой модификации

турбины по сравнению со второй модификацией. Вместо прямоточного ЦВД (тур-

бины К-500-23,5-2) в четвертой модификации принята конструкция ЦВД с внут-

ренним цилиндром и последующим поворотом потока на 180°. Такое решение

обеспечивает разгрузку ЦВД от осевого усилия и снижение протечки пара через

переднее концевое уплотнение цилиндра.

Цилиндр низкого давления проектируется исходя из условия, чтобы в одном по-

токе было не более шести ступеней (на теплоперепад менее 700 кДж/кг).

В турбинах К-500-23,5 и К-800-23,5 действует ограничение на давление перед

ЦНД [0,294 МПа (3 кгс/см

)]. Потеря давления в перепускных паропроводах

из ЦСД в ЦНД оценивается в 1,5—2 %.

Механический КПД современных турбин составляет 0,996—0,997, а КПД гене-

ратора — 0,986—0,988.

Выбор давления в конденсаторе турбины осуществляется исходя из условий

работы конденсационных установок, близких к условиям технического водоснаб-

жения рассматриваемой ТЭС. Например, все модификации турбины К-200-12,8

имеют одинаковые ЦВД и ЦСД, но разные ЦНД для работы при различном давле-

нии в конденсаторе. В турбине К-210-12,8-6 базовой модификации проектное дав-

ление в конденсаторе составляет 4 кПа, а седьмой модификации — 10—30 кПа

и длина рабочих лопаток последней ступени равна 550 мм. В ЦНД турбины вось-

мой модификации длина лопаток 755 мм, а в конденсаторе проектное давление —

8,7 кПа. В турбине базовой модификации с четырьмя ступенями в ЦНД выходной

объемный расход пара равен 1222 м

/кг, а в турбинах седьмой и восьмой модифи-

каций он составляет при трех ступенях ЦНД соответственно 523 и 816 м

/кг. Сле-

довательно, турбины седьмой и восьмой модификаций предназначены для условий

с более высокой температурой охлаждающей воды на входе в конденсатор.

В стандарте установлены номинальные параметры пара и питательной воды

турбоустановок. Эти параметры приведены в табл. 8.3. После успешного создания

головного образца энергоблока нового поколения на суперсверхкритические пара-

метры в стандарт вносятся изменения. Стандартизация обеспечивает согласован-

ность в работе многих организаций, участвующих в проектировании и изготовле-

нии энергоблоков и ТЭС. При этом реализуется процессный подход,

рекомендованный международным и национальным стандартом по системам

качества ГОСТ Р ИСО 9001—2001.

196

8.2. Основы проектирования принципиальной

тепловой

схемы

Таблица

8.3

Номинальные параметры пара

питательной

воды

Мощность

турбины,

МВт

Давление

свежего

пара,

МПа

Температура

свеже-

го

пара,

°С

Температура

пара

после

промежуточного

пере-

грева,

°С

Температура

питательной

воды, °С

50—100

(9,0); 12,8 (500; 520; - 230

100—185

12,8; (16,2; 18,0)

535); 555

180—215

(520; 535; 560);

540; 565

(520; 535; 560);

540; 565

250

160—225* 17,0* 540; 560

540; 560

260

250 (16,2); 23,5 (520; 535);

(520; 535); 540; 560

270

300—600

(16,2; 18,0); 23,5

540; 560

800—1600

23,5 540; 560

540; 560

Примечания: 1.

Изготовление

турбин,

значения

параметров

которых

заключены

в скобки,

допуска-

ется

по

требованию

заказчика.

Значения

параметров,

отмеченных

звездочкой,

уточняются

при проекти-

ровании.

Стандартом разрешены допуски: на давление свежего пара ±5 %, на темпера-

туру пара ±5 °С и на температуру питательной воды ±10 °С.

При проектировании тепловой схемы новой турбоустановки выполняются три

цикла расчетов этой схемы:

1) расчет при неизвестных характеристиках проточной части турбины с выбо-

ром числа цилиндров, выхлопов ЦНД и регенеративных подогревателей (регенера-

тивных отборов);

2) расчет после определения типоразмеров ступеней турбины с выбором типов

регенеративных подогревателей;

3) вычисления после повторного (уточненного) расчета проточной части тур-

бины. Эти вычисления выполняются для нагрузок 100, 80, 60 % номинальной мощ-

ности и для средневзвешенной годовой нагрузки.

На первом этапе проектирования тепловой схемы турбоустановки формируются

несколько вариантов ее структуры. Варианты различаются числом регенеративных

отборов, типами регенеративных подогревателей и схемами отвода конденсата

греющего пара.

Число отдельных цилиндров и схема их соединения выбираются на основе опыта

эксплуатации турбины-прототипа. Могут рассматриваться варианты с разной дли-

ной лопаток последней ступени турбины. От длины лопаток последней ступени

и расхода пара в конденсатор зависит возможное число выхлопов ЦНД.

При фиксированной температуре t

n п

чем ниже р

п п

, тем меньше доля теплопе-

репада, срабатываемого в турбине в области влажного пара. Процесс расширения

пара в совмещенных ЦСД и ЦНД на

И,

s-диаграмме смещается вправо. Уменьшает-

ся влажность в последней ступени турбины. Чем меньше число ступеней, работаю-

щих в области влажного пара, тем выше КПД совмещенных ЦСД и ЦНД. При

меньшем давлении пара, направляемого на промежуточный перегрев, увеличива-

ется его удельный объем, и поэтому при том же расходе требуются паропроводы

большего диаметра. Повышается стоимость паропроводов и котла.

197

Глава 8.

ТЕПЛОВЫЕ

СХЕМЫ

КЭС

В современных тепловых схемах в турбине выполняются шесть-семь камер для

устройства патрубков, к которым привариваются трубопроводы для отбора пара

на теплообменные аппараты — регенеративные подогреватели. По конструктив-

ным условиям часть паропроводов системы регенеративного подогрева присоеди-

няется к выхлопным патрубкам ЦВД и ЦСД. Благодаря этому требуется меньше

камер отбора внутри цилиндров. Создание в проточной части специальных камер

вызывает снижение КПД ступеней турбины, расположенных до камеры отбора

и после нее (потеря с выходной скоростью в предотборной ступени, окружная не-

равномерность потока на входе в ступень после отбора). Отвод потока пара в отбор

вызывает значительную окружную неравномерность основного потока пара и пере-

менные динамические усилия в предотборной и послеотборной ступенях. Снижа-

ется срок службы ступеней. Поэтому на окончательный выбор числа регенератив-

ных отборов влияют показатели энергетической эффективности, стоимость трубо-

проводов и аппаратов, надежность в эксплуатации.

При выбранном числе отборов на экономичность тепловой схемы влияет место-

положение каждого из них. Место отбора принято идентифицировать с номером

ступени, после которой выполняется этот отбор (или с номером отсека), либо

с давлением в камере отбора при выполнении расчетов на первом этапе проектиро-

вания новой тепловой схемы. Отборы нумеруют по ходу пара, а регенеративные

подогреватели — по ходу основного конденсата и питательной воды. Следова-

тельно, к последнему регенеративному отбору подключен первый регенеративный

подогреватель.

Группу ступеней турбины между двумя смежными отборами называют отсеком.

Подогреватели, в которых давление основного конденсата создается конденсатны-

ми насосами (это давление невелико), называют подогревателями низкого давле-

ния. Подогреватели, в которых давление нагреваемой воды создается высоконапор-

ным питательным насосом, называют подогревателями высокого давления.

В проектных расчетах тепловой схемы новой турбоустановки решается задача

оптимального распределения регенеративного подогрева основного конденсата (пи-

тательной воды) между подогревателями. Эту задачу можно формулировать и как

задачу поиска таких значений давления в каждом отборе, при которых обеспечива-

ется максимальная энергетическая эффективность тепловой схемы. В результате

решения этих задач получают значения подогрева воды в каждом регенеративном

подогревателе и теплоперепада в каждом отсеке турбины.

По тепловой нагрузке каждого регенеративного подогревателя можно или про-

ектировать новые аппараты, или выбирать подходящий типоразмер из серийно

выпускаемых. По давлениям в камерах регенеративных отборов и значениям

теплоперепада в каждом отсеке специалисты по турбинам проектируют ступени

проточной части. При этом рассматривается возможность применения турбинных

ступеней, надежность и экономичность которых проверена при эксплуатации

существующих турбин. После расчетного выбора комплекта ступеней каждого

отсека выполняется второй цикл расчета тепловой схемы. Повторный расчет необ-

ходим, так как после выбора ступеней необходимо рассматривать уточненные

значения давления на входе в каждый отсек и выходе из него. По результатам

повторного расчета тепловой схемы уточняются значения подогрева в каждом

регенеративном подогревателе, расходов пара в них и через каждый отсек тур-

бины, а также давлений в отборах.

198

8.2.

Основы

проектирования

принципиальной

тепловой

схемы

В третьем цикле расчета тепловой схемы используется формула Стодола—

Флюгеля, отражающая зависимость давления в камерах отборов от расхода пара

через отсеки турбины. Зависимость Стодола—Флюгеля для у'-го отсека (J — номер

регенеративного отбора на выходе из отсека) имеет вид

где р_ j и Pj — давления на входе в у'-й отсек и выходе из него, МПа; Dj и D

j —

расходы пара через отсек в двух рассматриваемых режимах, параметры одного из

которых (опорного) должны быть известны, кг/с; v

ии

;

— удельные объемы

пара в (/ - 1)-м отборе при опорном и рассчитываемом режимах, м

/кг.

Алгоритм расчета по формуле (8.3) — итерационный. Значения подогревов

в каждом регенеративном подогревателе определяются в результате моделирова-

ния взаимодействия проточной части турбины и конденсирующей способности

подогревателя.

Проектный расчет системы регенеративного подогрева может выполняться или

при первичном распределении подогрева между регенеративными подогревате-

лями с последующим расчетом давления в них и затем в отборах, или при создании

функционалов, аргументами которых принимаются давления в камерах регене-

ративных отборов.

Эффективность тепловой схемы существенно зависит от характеристик регене-

ративных подогревателей. Например, из-за недостаточной площади поверхности

теплообмена ПВД турбины К-800-23,5-2 температурные напоры превышали требо-

вания отраслевого стандарта на

7,5—8

°С. Поэтому были созданы новые ПВД

с площадью поверхности теплообмена, большей на 25—30 %. Они устанавлива-

лись на блоках третьей и пятой модификаций. Однако и в турбине К-800-23,5-5 пятой

модификации при нагрузке 800 МВт температурный напор нижнего ПВД состав-

лял 8 °С, а среднего ПВД — 7,5 °С. Для дальнейшего снижения температурного

напора была разработана конструкция пароохладителя среднего ПВД с одноходовым

движением пара. При этом эффективность ПВД повысилась благодаря снижению

парового сопротивления пароохладителя.

Выбор схемы подсоединения подогревателей высокого давления выполняется

на основе вариантных расчетов тепловой схемы энергоблока с последующим инве-

стиционным анализом. На сниженных нагрузках энергоблоков с промежуточным

перегревом наличие пароохладителя в среднем ПВД может оказаться неэффективным.

Структура расчета тепловой схемы и основное содержание этапов расчета.

Новые технологии инженерных расчетов эффективно реализуются в различных

вычислительных системах (Mathcad, Microsoft Excel и др.). Поэтому далее рас-

сматриваются методики моделирования и алгоритмизации, ориентированные

на выполнение расчета в Mathcad и в электронной таблице Excel. Теплофизические

свойства воды и пара рекомендуется определять с помощью компьютерной про-

граммы МЭИ WaterSteamPro (www.wsp.ru).

(8.3)

199

Глава 8.

ТЕПЛОВЫЕ

СХЕМЫ

КЭС

В первом цикле проектных расчетов тепловой схемы вновь проектируемой тур-

боустановки эффективны методика и алгоритм, структура которых представлена

на блок-схеме (рис. 8.13). Данная методика позволяет максимально учитывать осо-

бенности каждого типа оборудования тепловой схемы. Далее описывается основ-

ное содержание этапов расчета.

Этап 1. Подготовка расчетной тепловой схемы и поиск дополнительных

исходных данных для расчета. Возможно задание различных вариантов исходных

данных. Как правило, задаются следующие данные:

электрическая мощность или расход свежего пара;

давление и температура свежего пара (перед стопорными клапанами ЦВД);

температура и, возможно, давление пара после промежуточного перегрева

(перед стопорными клапанами ЦСД);

давление в конденсаторе турбины или температура охлаждающей воды;

основные параметры дополнительных теплообменных аппаратов, получающих

пар от регенеративных отборов турбины (сетевые подогреватели, испарительная

установка, калориферы для подогрева воздуха, поступающего в котел, и др.);

регион планируемого строительства тепловой электростанции;

вид топлива.

Исходя из задаваемых исходных данных выбираются турбоустановки и энерго-

блоки, которые могут рассматриваться в качестве прототипов для проектируемых.

На основе анализа технико-экономических показателей установок-прототипов

и опубликованных результатов научно-исследовательских и проектно-конструктор-

ских работ составляется исходная принципиальная тепловая схема турбоустановки

или энергоблока в целом. В первом цикле расчетов могут не учитываться вспомо-

гательные потоки пара и конденсата. Тепловую схему с принятыми допущениями

называют расчетной принципиальной тепловой схемой. Турбина, теплообменные

аппараты, насосы, трубопроводы и запорно-предохранительная арматура на чертеже

тепловой схемы изображаются в соответствии с требованиями стандарта.

Температуры свежего пара и пара после промежуточного перегрева зависят

от металла (сортамента) трубопроводов. При заданной температуре пара после

промежуточного перегрева его давление р

аи

может рассматриваться как искомая

(оптимизируемая) величина. Определение значения этой величины выполняется

путем вариантных расчетов тепловой схемы или специального моделирования.

В форме оценок принимаются значения внутренних относительных КПД х\

отсеков турбины, температурных напоров регенеративных подогревателей &

гидравлических сопротивлений отдельных элементов паровых и водяных трактов

Ар,

высоты установки оборудования, затраты электроэнергии и теплоты на собст-

венные нужды турбоустановки, котельной установки и другие параметры.

В соответствии с техническими условиями (ТУ) снижение температуры свежего

пара в главных паропроводах не должно превышать 5 °С. На основе этого ограни-

чения в ходе расчета тепловой схемы определяется тепловая нагрузка котла.

Если задана температура охлаждающей воды, а не давление в конденсаторе,

то в соответствии с температурой принимается значение этого давления. При рас-

четной температуре охлаждающей воды 12—15 °С давление в конденсаторе

составляет 2,8—4,0 кПа, а при бупьшей температуре давление может приниматься

в пределах 4—8 кПа.

200