6.     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 %.

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.

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 м³ с 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.

Для простоты считают, что ТЭЦ имеет одинаковые турбины: ПТ-135-130. Эта турбина имеет мощность 135 МВт при начальных  параметрах пара 12,75 МПа и 565 °С, расход пара при номинальной тепловой нагрузке 735 т/ч, 5 нерегулируемых отборов. Отпуск пара из первого регулируемого отбора составляет 320 т/ч при давлении 1,47 МПа.  Отпуск тепла из второго регулируемого отбора - 460 ГДж/ч при давлении пара 0,078 МПа. Пропуск пара в конденсатор - 197 т/ч, давление в конденсаторе 0,0035 МПа.

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 η_оi 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 t_н °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 τ_р, кДж/кг, количество тепла, отдаваемого паром при конденсации q_p, кДж/кг. При использовании встроенных пароохладителей в величину q_р  включается количество тепла, отдаваемое в пароохладителе q_по. Для удобства расчета данные состояния пара  и воды в пароохладителях целесообразно вынести в отдельную таблицу.

В основную таблицу включают давление р_в и энтальпию i_в 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 N_э. 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.