Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Выберите тип работыЧасть дипломаДипломная работаКурсовая работаКонтрольная работаРешение задачРефератНаучно - исследовательская работаОтчет по практикеОтветы на билетыТест/экзамен onlineМонографияЭссеДокладКомпьютерный набор текстаКомпьютерный чертежРецензияПереводРепетиторБизнес-планКонспектыПроверка качестваЭкзамен на сайтеАспирантский рефератМагистерская работаНаучная статьяНаучный трудТехническая редакция текстаЧертеж от рукиДиаграммы, таблицыПрезентация к защитеТезисный планРечь к дипломуДоработка заказа клиентаОтзыв на дипломПубликация статьи в ВАКПубликация статьи в ScopusДипломная работа MBAПовышение оригинальностиКопирайтингДругое

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

Теплофикация

Под теплофикацией понимают централизованное теплоснабжение на базе комбинированной, т. е. совместной выработки тепловой и электрической энергии в одной установке. В комбинированной выработке заключается основное отличие теплофикации от так называемого раздельного метода энергоснабжения, при котором электрическая энергия вырабатывается на конденсационных тепловых электростанциях (КЭС), а тепловая - в котельных.

Основной энергетический эффект теплофикации заключается в замене теплоты, вырабатываемой при раздельной схеме энергоснабжения в котельных, отработавшей теплотой, отведенной из теплосилового цикла электростанции, благодаря чему на тепловой электростанции (ТЭС) ликвидируется бесполезный отвод теплоты в окружающую среду при превращении химической, а на атомной электростанции (АЭС) - внутриядерной энергии топлива в электрическую.

Теплофикация заметно улучшает использование топлива на тепловых электростанциях вследствие объединения процесса выработки электрической энергии с получением теплоты для централизованного теплоснабжения и приводит к удешевлению теплоснабжения благодаря правильной организации режима теплопотребления и значительному сокращению обслуживающего персонала.

При теплофикации реализуются два основных принципа рационального энергоснабжения:

а) комбинированное (совместное) производство тепловой и электрической энергии, осуществляемое на теплоэлектроцентрали (ТЭЦ);

б) централизация теплоснабжения, т.е. подача теплоты от одного или нескольких источников, работающих на одну тепловую сеть, многочисленным тепловым потребителям.

Кроме теплофикации находит применение также централизованное теплоснабжение от центральных котельных или промышленных теплоутилизационных установок. При централизованном теплоснабжении не реализуются основные выгоды теплофикации, заключающиеся в радикальном повышении экономичности выработки электрической энергии и теплоты. Однако преимущества централизованного теплоснабжения заключаются в экономии топлива (за счет более высокого КПД крупных районных и промышленных котельных, а также мощных котельных установок современных ТЭЦ по сравнению с мелкими местными котельными), а также в уменьшении потерь в котельных, упорядочении теплоснабжения и удешевлении эксплуатации. Эти преимущества делают централизованное теплоснабжение во многих случаях предпочтительным по сравнению с теплоснабжением от местных котельных, несмотря на дополнительные потери энергии в тепловых сетях.

Закрытая

Отпуск теплоты с горячей водой на нужды отопления, вентиляции и ГВС

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕПЛОВАЯ СХЕМА СТАНЦИИ

Принципиальная тепловая схема

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.

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.

Охладители пара отборов

Выносные охладители пара

Схема «Виолен»

 

 

Наличие выносных пароохладителей повышает экономичность установки за счёт снижения давления Рп₁ и большей выработки мощности паром этого отбора. При отсутствии ПО1 и ПО2 должна быть за ПВД1и ей соответствует более высокое давление Рп₁. При наличии пароохладителей  за точкой смешения, а за ПВД1 1 t_ПВ1< Рп₁ меньше и выработка мощности этим потоком пара больше.

Недостаток: для ПО1 И ПО2 берется горячая вода за ПВД1, что снижает глубину охлаждения пара в пароохладителе.

Схема Рикора – Некольного

В отличие от предыдущей схемы в этой на охладители пара забирается более холодная вода, что обеспечивает более охлаждение пара в ПО.

Достоинство: Как и в предыдущей схеме большая выработка мощности паром в турбине по сравнению со схемой без ПО.

Эти схемы дают увеличение КПД на 0,5-0,7 %.

 

 

Конструкция ПНД

 

 

                  

 

1-трубная доска

2-U – образные трубки

3-водяные камеры

РУ – регулирующие устройства

Dок- основной конденсат турбины

Рок близко к Рпi, поэтому применяется плоская трубная доска. Выполняются обычно без ПО и ОД.

Уровень дренажа удерживается с помощью автоматического регулятора.

Для крупных блоков с мощностью 500-800 МВт выполняются с ОД.

 

    Конструкция ПВД

Особенность ПВД – большой перепад давлений между питательной водой и паром. Поэтому ПВД выполняется коллекторной схемой.

 

Устройство ПВД и ПНД определяется правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

Потери пара и конденсата на ТЭС и их восполнение

 

СНП – сепаратор непрерывной продувки;

ВТ – вестовые трубы;

Потери пара и воды в тепловой схеме

Существует два вида потерь:

1) Потери пара с утечкой

2) Потери воды с продувкой

Потери пара с утечкой

1. Технологические потери

1) Через вестовые трубы потеря пара из уплотнений турбины (тот пар, который нельзя утилизировать)

2) Выпар из деаэратора

3) Выпар из основного эжектора

2. Нетехнологические потери

Возникают при неплотной посадке предохранительных клапанов, по штокам арматуры, при наличии неплотностей (свищей).

При составлении баланса вся утечка относится к паропроводам острого пара.

Потери воды с продувкой

Основная потеря происходит с непрерывной продувкой, которая осуществляется для стабилизации солесодержания в котловой воде.

Величина непрерывной продувки определяется солевым балансом котельного агрегата.

Увеличение Спр осуществляется за счёт:

1) Установки выносных циклонов, солёных отсеков

2) Сокращения присоса охлаждающей воды в конденсаторе турбины

3) Устранение проскоков солей в охлаждающей воде

Dпр=10 % Dпв – на котлах малой мощности

Расход продувочной воды, сбрасываемой из циклона снижается так же за счёт расширителей, сепараторов непрерывной продувки.

Количество Dр и D¢пр определяется на основании теплового баланса расширителя.

 

Закон Генри – Дальтона

Количество данного газа, растворённого в воде прямопропорционально парциальному давлению этого газа над водой.

В декарбонизаторе за сёт того, что концентрация СО₂ в воздухе приблизительно равна нулю, СО₂ из воды выделяется в декарбонизаторе.

Остатки слабых кислот (РО₄, СО₂, SiO₃) улавливаются на сильном анионитовом фильтре.

Деаэраторы электростанций

Главным устройством, удаляющим газы из питательной воды является деаэратор.

Основные условия обеспечения эффективности удаления газов в деаэраторе:

1)Вода должна кипеть и образовывать паровую атмосферу;

2)Газы должны выделяться из воды быстро (2-3 секунды)

3)Пониженная вязкость воды – определяется температурой насыщения (чем t_s выше, тем выше вязкость воды)

Вакуумные деаэраторы

Кипение обеспечивается с помощью греющего пара или для деаэраторов с Р> 1 атм работают на перегретой воде. При попадании в деаэратор давление падает и вода вскипает.

Необходимая скорость газов обеспечивается за счёт огромной поверхности контакта пара и воды путём струйно-капельного кипения и барботажа в деаэраторе.

Плёночные деаэраторы

Возможно создание большой поверхности за счёт плёночного движения воды в деаэраторе, где выплняется засыпка, по которой вода течёт тонкой струйкой вниз. Снижение вязкости достигается за счёт повышения давления.

Классификация деаэраторов

I) По назначению

1) Деаэраторы питательной воды (6-7 атм) устанавливаются в рассечку между группой ПВД и ПНД.

2) Деаэраторы добавочной воды – являются деаэраторами атмосферного типа (1,2 атм). Устанавливаются после ХВО.

3) Деаэраторы подпиточной воды тепловых сетей

II) По способу обогрева воды

1) C внутренним подогревом воды внешним паром

2) С внешним подогревом воды – деаэраторы вакуумного типа, применяются в тепловых сетях и на водогрейных котельных.

III) По давлению греющего пара

1) Повышенного давления (6-7 атм.)

2) Атмосферного давления (1,2 атм.)

3) Вакуумного типа

4) Скользящего давления

IV) По конструкции

1) Струйно-капельного тарельчатого типа с барботажем и без него.

2) Плёночного типа – вертикальные и горизонтальные.

Требования к деаэраторам

По правилам ПТЭ: при Ро<10 МПа содержание О₂ <20 мг/кг, при Ро>10 МПа содержание О₂ <10 мкг/кг.

Остатки кислорода после деаэрации удаляются с помощью гидрозин-гидрата.

Уравнение теплового баланса

Питательные установки ТЭС

Привод питательных насосов

существует два варианта приводов питательных насосов: 1)электрический;

2)турбинный.

Электрический привод питательных насосов

Достоинства:

1)простота конструкции (синхронный или асинхронный);

2)надёжность

Недостатки:

1)ограничена единичная мощность двигателя до 9 МВт;

2)ограниченные возможности по регулировке расхода питательной воды.

Регулирование расхода воды у гидропривода осуществляется при помощи гидромуфты. Она позволяет осуществить бесступенчатое изменение частоты вращения насоса при неизменной частоте вращения приводного электродвигателя с относительно небольшой энергетической потерей.

Турбинный привод питательных насосов

Достоинства:

1)возможность регулирования частоты вращения, а также подачи воды в широком диапазоне;

2)компактность;

3)большой регулирующий диапазон.

Выбор электродвигателя осуществляется на основе сравнения.

Условием тепловой экономичности турбинного или электрического привода служит следующее соотношение:

Коэффициенты полезного действия преобразования и передачи энергии при турбоприводе и электроприводе соответственно равны:

-внутренние относительные КПД главной и приводной турбин;

 и -механические КПД главной и приводной турбин;

-коэффициент дросселирования при транспорте пара в тракте приводной турбины;

-КПД генератора;

-КПД электрического трансформатора и электрической сети собственных нужд;

 - КПД приводного электродвигателя;

 - КПД гидромуфты

На ТЭЦ обычно применяется электропривод, а на КЭС тип привода зависит от мощности блоков станции.

Например: 1)для блоков мощностью 200 МВт используются электроприводы; 2)для блоков мощностью 300 МВт: при Nэ<30 % - электроприводы, при 30 %<Nэ<100% - турбоприводы; 3) для блоков мощностью 500 МВт- турбоприводы.

Выбор мощности ТЭС

Выбор тепловой мощности ТЭС

Выбор тепловой и электрической мощности ТЭС определяется развитием экономики региона.

II Оценка надёжности работы агрегатов и блоков: выбор резервов мощности.

Коэффициент надёжности работы оборудования

 - время исправной работы оборудования в течении года, ч

 - время аварийного простоя в течении года, затрачиваемое на восстановительный ремонт, ч.

Коэффициент аварийности

Коэффициент готовности

=

Выбор резервов мощности

Аварийный резерв

Холодный резерв - готовые к пуску блоки в остановленном состоянии.

Горячий резерв – разгруженные работающие блоки 60-70 % от номинального.

Ремонтный резерв

- суммарная мощность агрегатов, выведенных в ремонт

Объём ремонта определяется регламентом ремонтных работ

Типы котлов

1) Барабанные котельные агрегаты (Рпп=100 атм; Рпп=130 атм )

Данный тип котлов применяют на ТЭЦ, где имеются большие потери пара и конденсата, т.к. они менее требовательны к качеству питательной воды, чем прямоточные.

2) Прямоточные котельные агрегаты (Рпп=240 атм) используются на КЭС, где потери пара и конденсата минимальны.

Выбор насосов

Питательные насосы выбирают по  и Рпн

Dпв=Dопк+0,05Doпк

1) Для барабанных котельных агрегатов

2) Для прямоточных котельных агрегатов

Рб - рабочее давление в паровом котле;

Рд- давление в деаэраторе;

 - высота подъёма воды из деаэратора в барабан парового котла;

 - средняя плотность питательной воды;

 - суммарное гидравлическое сопротивление оборудования

2) Для прямоточных котельных агрегатов

Для энергоблоков мощностью 150-200 МВт устанавливают один рабочий и один резервный (в запасе на складе) каждый на 100 % полного расхода воды, или два насоса по 50 % без резерва.

 Для энергоблоков мощностью 300 МВт устанавливают по одному рабочему питательному насосу полной подачи (100 %) с приводом от паровой турбины с противодавлением и один пускорезервный – на 30-50 % полной подачи.

Для энергоблоков мощностью 500, 800 и 1200 МВт устанавливают с целью разгрузки выхлопных частей главных турбин питательные насосы с конденсационной приводной турбиной, по два рабочих турбонасоса, каждый на 50 % полной подачи с резервированием подвода пара к приводной турбине.

Конденсатные насосы выбирают по Dок

 - при работающих регулируемых отборах и номинальной нагрузке.

Рк – давление в конденсаторе турбины;

 - высота подъёма конденсата от уровня его в конденсатосборнике конденсатора до уровня в деаэраторном баке;

Рд – давление в деаэраторе

 - средняя плотность конденсата в его тракте

- суммарное местное сопротивление тракта конденсата

Обычно выбирают один насос на 100 % или два рабочих по 50 % общей подачи и соответственно один резервный (на 100 % или 50 % полной подачи). Общую подачу определяют по наибольшему пропуску пара в конденсатор с учётом регенеративных отборов.

При прямоточных паровых котлах применяют химическое обессоливание конденсата турбины, поэтому устанавливают конденсатные насосы двух ступеней: после конденсатора турбины с небольшим напором и после обессоливающей установки с напором, необходимым для подачи конденсата через поверхностные регенеративные подогреватели низкого давления в деаэратор питательной воды.

Дренажные насосы выбирают по: Dдр(Dп); Рок. Устанавливают без резерва. При выходе ДН из строя сброс дренажей идёт по каскаду на всас конденсатного насоса.

Дренажные насосы ПСВ :на каждую турбину устанавливают один или два насоса, один из которых является резервным – у нижней ступени ПСВ.

Циркуляционные насосы выбирают по . Устанавливают по одному или по два на турбину. В машинном зале насосы устанавливают индивидуально, обычно по два насоса на турбину, для возможности отключения одного из них при уменьшении расхода воды (в зимнее время). В центральных (береговых) насосных целесообразно укрупнять насосы охлаждающей воды, принимая по одному на турбину.

Для ЦН не устанавливают резерв. их производительность выбирают по летнему режиму, когда температура охлаждающей воды высокая и требует наибольшее количество. В зимнее время, при низкой температуре воды, расход её существенно снижается (примерно вдвое), и часть насосов фактически является резервом.

Насосы для питания водой вспомогательных теплообменников (испарители, паропреобразователи, сетевые подогреватели) выбирают преимущественно централизованно на всю электростанцию или часть её секций в возможно наименьшем числе (один - два рабочих насоса), с одним резервным, имеющим подачу рабочего насоса. При закрытой схеме устанавливают два насоса, при открытой - три насоса, включая один резервный в обоих случаях.

Выбор баков

1)Баки запаса питательной воды или аккумуляторы деаэраторов, выбираются на ёмкость баков.

На блочных КЭС баки должны обеспечивать 5 минут работы при номинальной нагрузке блока. На неблочных ТЭЦ – на 15 минут работы при номинальной нагрузке парового котла.

2)Баки запаса обессоленной воды.

Располагаются вне главного здания. На блочных КЭС объём баков рассчитан на 40 минут работы при (не менее 6 тыс. м³).

На неблочных ТЭЦ – на 60 минут работы при  (не менее 3 тыс. м³).

Количество баков должно быть не менее двух.

Назначение: хранение обессоленной воды, сливаемой и з котлов тепловой схемы при ремонтах.

3)Дренажные баки

Объём баков должен быть 15 м³. На блочных станциях устанавливают по одному баку на каждый блок. На неблочных станциях – один бак на две – три турбины.

Назначение: дренажные баки используют для сбора чистых дренажей из разных источников тепловой схемы.

4)Баки сбора загрязнённых вод.

К загрязнённым водам относят: воды обмывки котельных агрегатов, с мазутонасосных, с ХВО.

Объём баков должен быть не менее 10 м³.

Устанавливают по одному баку загрязнённых вод в турбинном и котельном цехах, мазутохозяйстве и цехе водоподготовки.

 

 

Выбор ТДМ

К ТДМ относятся: дымососы, вентиляторы, воздуходувки.

На один котёл при уравновешенной тяге обычно устанавливают по два дымососа и два вентилятора.

Запас по производительности Q_{В, Д}=10 %, запас по напору Н_В,Д=15 %.

К машинам относят: вентиляторы радиального типа с загнутыми назад лопатками и осевые машины.

 

Выбор водоподготовки

Для станций с Р<90 атм применяется химическая очистка воды – удаление катионов жёсткости (Nа - катионирование). Для станций с Р<90 атм применяется полное обессоливание воды.

SO₄+CL₂+NO₃+N₂<7 мг*экв/л – при химической очистке воды

SO₄+CL₂+NO₃+N₂>7 мг*экв/л – при термической обработке воды в испарителях

Резерв подготовки воды

Резерв ХВО для энергоблоков с прямоточными котлами:1) мощностью 200-300 МВт Dдоб=50 т/час; 2) мощностью 500 МВт Dдоб=75 т/час.

Резерв ХВО для энергоблоков с барабанными котлами Dдоб=25 т/час.

 

Трассировка трубопроводов

1. Основное условие при проектровании: зона низкого давления никогда не должна оказаться под высоким давлением.

2.Компактность Трассировки. Достигается за счёт применения крутозагнутых отводов.

Конструктивные элементы (компенсаторы, отводы, опоры, подвески) жёстко регламентированы межведомственными нормами.

Длина трубопроводов должна быть минимальной, прямые участки выполняются с уклоном. В нижней части трубопровода – дренаж, в верхней – воздушник.

Крепление трубопроводов к строительным конструкциям должно учитывать тепловое расширение, причём крепление должно быть жёстким. При этом на

трубопроводе устанавливаются компенсаторы.

Согласно установленным правилам, при температуре больше 45^оС на трубопроводе должна быть изоляция.

Обозначения трубопроводов

Красный цвет – высокая температура и давление

Зелёный цвет – водопроводы

Чёрный цвет – технические воды

Оранжевый цвет – пожарная вода

Если на трубопроводе есть металлическая изоляция, то на листе наносятся буквенные и цифровые обозначения, а так же цветовые кольца.

Для питательной воды – ПВ (без цветового кольца ), для химически очищенной воды – белое цветовое кольцо.

Расчёт трубопроводов

Задача расчёта: 1)определение внутреннего диаметра d_в и толщины стенки δ; 2) выбор марки стали, дроссировка трубопровода, проверка напряжения в металле.

Нахождение необходимых величин производится на основании механического и гидравлического расчётов.

Гидравлический расчёт

Внутренний диаметр трубопровода определяют на основании уравнения сплошности потока пара и воды, протекающего по сечению трубопровода.

 [м³/с]

 - объёмный пропуск среды, м³/с;

 - массовый пропуск среды, кг/с;

d_р – расчётный внутренний диаметр трубопровода, м;

 - удельный объём среды м³/кг;

 - площадь сечения трубопровода, м²;

 - скорость потока

Потери давления в трубопроводах

 - потери давления в трубопроводах

 - коэффициент сопротивления прямых труб

-местные сопротивления, м

L –общая длина прямых труб

Механический расчёт

Толщину стенки трубопровода определяют по формуле:

 - толщину стенки трубопровода, мм;

Р – давление среды, протекающей внутри трубопровода, МПа;

 - коэффициент прочности, учитывающий класс и марку стали, наличие и вид сварных швов;

 - допускаемое напряжение в металле трубопровода, МПа;

с – прибавка к расчётной толщине стенки

с=с₁+с₂

с₁ – утонение стали при коррозии;

с₂ - утонение стали при изгибе

Арматура электростанций

К арматуре относят вентили, задвижки, регулирующая арматура.

Типы:

1) запорная

2) регулирующая

3) предохранительная

4) защитная

5) контрольная

6) фазоразделительная

Запорная арматура служит для временного отключения участков трубопровода и прекращения движения в них среды. К ней относятся краны, задвижки и клапаны

Главная паровая задвижка, главная питательная задвижка: работают в двух положениях – открыто – закрыто.

Регулирующая арматура позволяет изменять расход и параметры среды. Привод регулирующей арматуры, как правило, автоматизируется. К ней относятся регулирующие клапаны турбины, регулирующие клапаны питания паровых котлов, впрыска воды в паропроводы, редукционно-охладительные установки, регуляторы уровня, конденсатоотводчики и др.

Предохранительная арматура служит для защиты оборудования и трубопроводов от недопустимого повышения давления, от обратного тока среды, попадания воды в турбину и т.д.

Применяют предохранительные клапаны на паропроводах высоких параметров и регулируемых отборов, различном оборудовании (деаэраторы и др.). Устанавливают обратные запоры на напорной линии насосов при параллельной их работе, на линиях отбора пара из турбин. Перед регулирующими клапанами подвода пара к цилиндру турбины после промежуточного перегрева устанавливают отсечно - защитные клапаны для отвода пара в конденсатор во избежание разноса турбины при сбросе нагрузки.

Регенеративные подогреватели высокого давления отключают автоматически от питательного трубопровода и направляют воду в обвод подогревателей в случае разрыва из трубок, для защиты турбины от попадания в неё воды.

Защитная арматура препятствует развитию аварии, но работает на отсечение потока рабочего тела. К ней относят стопорный клапан турбины, обратные клапана на линии питательной воды.

Контрольная арматура , преимущественно краны или клапаны, указатели уровня, используется для отбора проб среды и других целей

Фазоразделительная арматура служит для автоматического удаления конденсата из паропроводов

 

 

Виды ТЭС. К лассификация ТЭС

 

1.1. ТЭС по виду отпуска энергии телятся на КЭС и ТЭЦ.

 

1.2. По виду теплового двигателя:

а) паротурбинные ТЭС;

б) газотурбинные ТЭС (ГТУ);

в) парогазовые ТЭС (ПГУ);

г) дизельные ТЭС (ДЭС).

1.3. По назначению:

а) районные и коммунальные ТЭС общего пользования (ГРЭС, ТЭЦ)

б) промышленные ТЭС, входящие в состав производственных предприятий и предназначенные для электроснабжения предприятий, а также примыкающих районов.

1.4. Паротурбинные ТЭС делят по единичной мощности  агрегатов

а) малой мощности <= 25 МВт

б) средней 50-100 МВт

в) большой >= 200 МВт

1.5. По давлению  пара

а) среднего давления – до 3,92 МПа

б) высокого давления - 8,8 МПа

в) сверхвысокого – 13,7 МПа

г) сверх критического – 23,7 МПа

1.6. По технологической схеме соединения парогенераторов и турбоагрегатов:

а) блочные ТЭС – каждый т/а присоединен к своему парогенератору или двум.

б) неблочные ТЭС – т/а соединены трубами с несколькими ПГ ТЭС (или ее очереди).

На рис. 1 представлена классификация тепловых электрических станций на органическом топливе.

 

Среди ТЭС преобладают тепловые паротурбинные (ПТУ),на которых тепловая энергия используется в парогенераторе для получения водяного пара высокого давления, приводящего во вращения ротор паровой турбины, соединённый с ротором электрического генератора(обычно синхронного генератора).В качестве топлива на таких ТЭС используют уголь(преимущественно), мазут, природный газ.

ПТУ, имеющие в качестве привода электрогенераторов конденсационные турбины и не использующие тепло отработавшего пара для снабжения тепловой энергией внешних потребителей, называются конденсационными электростанциями. ПТУ оснащённые теплофикационными турбинами и отдающие тепло отработавшего пара промышленным или коммунально-бытовым потребителям, называют теплоэлектроцентралями (ТЭЦ).

ТЭС с приводом электрогенератора от газовой турбины называются газотурбинными электростанциями (ТЭС с ГТУ – газотурбинная установка).В камере сгорания ГТУ сжигают газ или жидкое топливо; продукты сгорания с температурой 750-900 ^°С поступают в газовую турбину, вращающую электрогенератор. КПД таких ТЭС с ГТУ обычно составляет 30-33 %, мощность - до нескольких сотен МВт. ГТУ обычно применяются для покрытия пиков электрической нагрузки.

Рис.1. Типы электростанций на органическом топливе.

ТЭС с парогазотурбинной установкой, состоящей из паротурбинного и газотурбинного агрегатов, называется парогазовой электростанцией (ТЭС с ПГУ, а часто - ПГУ ). КПД которой может достигать 56-58 %. ТЭС с ГТУ или ПГУ могут отпускать тепло внешним потребителям, то есть работать как ТЭЦ.

 

 

Немаловажную роль среди тепловых установок играют конденсационные электростанции (КЭС). Простейшая принципиальная схема КЭС, работающей на угле, представлена на рис.2. Топливо поступает в топку парогенератора (парового котла) 1, имеющего систему трубок, в которых циркулирует химически очищенная вода, называемая питательной. В котле вода нагревается, испаряется, а образовавшийся насыщенный пар доводится до температуры 400—650°С и под давлением 3—24 МПа поступает по паропроводу в паровую турбину 2. Параметры пара зависят от мощности агрегатов. Далее одна часть пара полностью используется в турбине для выработки электроэнергии в генераторе 3 и затем поступает в конденсатор 4, а другая отбирается от промежуточных ступеней турбины и используется для подогрева питательной воды в подогревателях 6 и 9. Конденсат насосом 5 через деаэратор 7 и далее питательным насосом 8 подается в парогенератор. Тепловые конденсационные электростанции имеют невысокий кпд (35— 40%), так как большая часть энергии теряется с отходящими топочными газами и охлаждающей водой конденсатора. [3]

 

Рис.2 Принципиальная схема КЭС

1 – паровой котел; 2 – паровая турбина; 3 – электрический генератор;
4 – конденсатор; 5 – конденсатный насос; 6 – подогреватели низкого давления;
7 – деаэратор; 8 – питательный насос; 9 – подогреватели высокого давления;
10 – дренажный насос.

 

Особенностью теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) является то, что отработанный в турбине пар или горячая вода затем используются для отопления и горячего водоснабжения промышленной и коммунальной сферы. ТЭЦ строятся преимущественно в крупных городах, поскольку эффективная передача пара или горячей воды из-за высоких тепловых потерь в трубах возможна на расстоянии не более 20-25 км. Кроме того, чтобы уменьшить потери тепла, ТЭЦ необходимо дополнять небольшими подстанциями, которые должны размещаться вблизи от потребителя. При всех указанных недостатках ТЭЦ представляют собой установки по комбинированному производству электроэнергии и тепла, в связи с чем суммарный коэффициент полезного использования топлива повышается до 70-76% против типовых значений 35-40% на КЭС. При этом, как правило, максимальная мощность ТЭЦ меньше, чем КЭС.

 

Принципиальная схема ТЭЦ представлена на рис.3

 

Рис.3 Принципиальная схема ТЭЦ

1 – паровой котел; 2 – РОУ; 3 – турбогенератор; 4 – тепловой потребитель;5 – насос; 6 – регенеративные подогреватели; 7 – питательный насос;8 – конденсатор; 9 – конденсатный насос; 10, 11 – пар из отборов.

 

Топливо поступает в топку парогенератора (парового котла) 1, имеющего систему трубок, в которых циркулирует химически очищенная вода, называемая питательной. . В котле вода нагревается, испаряется, а образовавшийся насыщенный пар доводится до температуры 400—650°С и под давлением 3—24 МПа поступает по паропроводу . Одна часть пара полностью используется в турбине для выработки электроэнергии в генераторе 3 и затем поступает в конденсатор 8, а другая, имеющая большую температуру и давление, отбирается от промежуточной ступени турбины и используется для теплоснабжения 4. Количество отбираемого пара зависит от потребности предприятий в тепловой энергии. Выработка электроэнергии зависит от пропуска этого пара. Для теплофикационных турбин(такие турбины работают на ТЭЦ) выработка электроэнергии и отпуск тепла могут изменяться в широких пределах.

Некоторые преимущества тепловых станций по сравнению с другими типами станций заключаются в следующем:

1. В относительно свободном территориальном размещении, связанном с широким распространением топливных ресурсов;

2.В способности (в отличие от ГЭС) вырабатывать энергию без сезонных колебаний мощности;

3.В том, что площади отчуждения и вывода из хозяйственного оборота земли под сооружение и эксплуатацию ТЭС, как правило, значительно меньше, чем это необходимо для АЭС ;

4.ТЭС, в связи с массовым освоением технологий их строительства, сооружаются гораздо быстрее, чем ГЭС или АЭС, а их стоимость на единицу установленной мощности значительно ниже по сравнению с АЭС и ГЭС.

В то же время ТЭС обладают и крупными недостатками, в том числе некоторые из них:

1. для эксплуатации ТЭС обычно требуется гораздо больший персонал, чем для ГЭС сопоставимой мощности, связанной с обслуживанием очень масштабного по объему топливного цикла;

2. ТЭС постоянно зависят от поставок невозобновляемых (и нередко привозных) топливных ресурсов (уголь, мазут, газ, реже торф и горючие сланцы);

3. ТЭС весьма критичны к многократным запускам и остановкам; смены режима их работы резко снижают эффективность, повышают расход топлива и приводят к повышенному износу основного оборудования;

4. ТЭС оказывают прямое и крайне неблагоприятное воздействие на экологическую обстановку.

Теплофикация

Под теплофикацией понимают централизованное теплоснабжение на базе комбинированной, т. е. совместной выработки тепловой и электрической энергии в одной установке. В комбинированной выработке заключается основное отличие теплофикации от так называемого раздельного метода энергоснабжения, при котором электрическая энергия вырабатывается на конденсационных тепловых электростанциях (КЭС), а тепловая - в котельных.

Основной энергетический эффект теплофикации заключается в замене теплоты, вырабатываемой при раздельной схеме энергоснабжения в котельных, отработавшей теплотой, отведенной из теплосилового цикла электростанции, благодаря чему на тепловой электростанции (ТЭС) ликвидируется бесполезный отвод теплоты в окружающую среду при превращении химической, а на атомной электростанции (АЭС) - внутриядерной энергии топлива в электрическую.

Теплофикация заметно улучшает использование топлива на тепловых электростанциях вследствие объединения процесса выработки электрической энергии с получением теплоты для централизованного теплоснабжения и приводит к удешевлению теплоснабжения благодаря правильной организации режима теплопотребления и значительному сокращению обслуживающего персонала.

При теплофикации реализуются два основных принципа рационального энергоснабжения:

а) комбинированное (совместное) производство тепловой и электрической энергии, осуществляемое на теплоэлектроцентрали (ТЭЦ);

б) централизация теплоснабжения, т.е. подача теплоты от одного или нескольких источников, работающих на одну тепловую сеть, многочисленным тепловым потребителям.

Кроме теплофикации находит применение также централизованное теплоснабжение от центральных котельных или промышленных теплоутилизационных установок. При централизованном теплоснабжении не реализуются основные выгоды теплофикации, заключающиеся в радикальном повышении экономичности выработки электрической энергии и теплоты. Однако преимущества централизованного теплоснабжения заключаются в экономии топлива (за счет более высокого КПД крупных районных и промышленных котельных, а также мощных котельных установок современных ТЭЦ по сравнению с мелкими местными котельными), а также в уменьшении потерь в котельных, упорядочении теплоснабжения и удешевлении эксплуатации. Эти преимущества делают централизованное теплоснабжение во многих случаях предпочтительным по сравнению с теплоснабжением от местных котельных, несмотря на дополнительные потери энергии в тепловых сетях.