WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 7 | 8 || 10 | 11 |   ...   | 17 |

Это приводит к необходимости дросселирования значительного избыточного напора (особенно при пусковых режимах), что связано с потерями энергии и вызывает быстрый износ узла регулирования котлоагрегата. Для обеспечения надежного питания котлоагрегата при переменных нагрузках блока питательные насосы должны выбираться с некоторым запасом производительности котла. В свою очередь котлоагрегаты часто проектируются с некоторым запасом производительности относительно расчетного расхода пара на турбину. Таким образом, питательный насос даже в условиях номинальной нагрузки блока работает, как правило, сo значительным запасом по нагрузке и следовательно, с большими потерями энергии на регулирование.

Эти недостатки электропривода с нерегулируемой скоростью вращения существенно усиливаются по мере повышения начальных параметров пара в связи с увеличением удельного расхода энергии на привод питательного насоса.

H Hn I 0 25 50 75 (Q/Qмакс)100% Рис. 5.1. Типовая характеристика Н – Q сети и питательного насоса.

1 – характеристика сети; 2 – характеристика насоса; Нп – постоянная составляющая сопротивления сети;I – нагрузка турбины 100%.

Вместе с тем максимальная мощность изготавливаемых электродвигателей не превышает -12000 кВт, что вызывает необходимость применения в блоке по крайней мере двух рабочих насосных агрегатов 50%-ной производительности.

Преимуществами электрического привода насоса являются простота и высокая надежность в эксплуатации.

Эффективная мощность главной турбины требуемая для привода питательного электронасоса, в общем определяется следующим выражением:

Go(Pн - Рвс) NЭП = нэдмгт где – удельный объем воды в насосе, G0 – весовая производительность насоса, Рн, Рвс - давление нагнетания и всасывания, н – к.п.д. насоса, эд – к.п.д. электродвигателя, м – к.п.д. мультипликатора, г – к.п.д. генератора, т – к.п.д. трансформатора.

2. Электропривод с регулируемым числом оборотов В качестве электропривода питательного насоса с регулируемым числом оборотов на практике используется электродвигатель с гидромуфтой.

Применение гидромуфты между электродвигателем и насосом позволяет посредством изменения скольжения муфты изменять число оборотов насоса при постоянной скорости вращения электродвигателя.

Этот тип привода имеет следующие преимущества при сниженных нагрузках блока по сравнению с нерегулируемым электронасосом:

- по мере снижения нагрузки блока напор насоса снижается в соответствии с характеристикой сети (а не возрастает,как при nн = const), исключаются потери связанные с дросселированием избыточного напора;

- при снижении производительности насоса в условиях переменной скорости вращения, КПД его падает менее резко, чем при nн = const;

- уменьшается расчетный напор, на который рассчитывается трубная система ПВД.

Однако вариант электропривода с гидромуфтой имеет ряд недостатков:

- появляются дополнительные потери присущие гидромуфте (скольжение, механические потери), в формуле определения Nэп добавляется гм, - остаются трудности по созданию электродвигателей повышенной (более 12 МВт) мощности.

Регулирование подачи насоса гидромуфтой изменением числа оборотов насоса n показано на рис. 5.2.

Рис.5.2. Характеристика напор – производительность центробежного насоса и регулирование расхода изменением числа оборотов и дросселированием.

1 – напор, создаваемый насосом при числе оборотов n1; 2 – напор при числе оборотов n2; 3 – характеристика сети (зависимость гидравлического сопротивления от расхода воды); Н – напор, срезаемый клапаном при дроссельном регулировании производительности.

3.Турбинный привод питательного насоса Применение турбопривода питательного насоса позволяет в широком диапазоне плавно менять частоту вращения и оправдано для мощных энергоблоков, когда возрастают мощность и КПД приводной турбины ( oi ) приближается по своему значению к oi главной турбины.

На рис. 5.3 показано регулирование подачи питательного насоса изменением его частоты вращения.

5.3. Регулирование подачи насоса изменением частоты вращения его рабочего колеса:

Н(n1), H(n2), H(n3) – характеристики насоса при трех значениях частоты вращения; Hc – характеристика сети;

Q1, Q2, Q3 – подача насоса при каждом из трех режимов;

A1, A2, A3 – рабочие точки для трех режимов.

Основные преимущества турбинного привода питательного насоса (ТПН):

- сохраняются достоинства электропривода с регулируемым числом оборотов;

- исключаются проблемы связанные с созданием и эксплуатацией мощных электродвигателей;

Приводная турбина может быть изготовлена на любую мощность необходимую для обслуживания насоса 100% производительности:

- Тепловая экономичность турбопривода ( oi ) незначительно меняется при снижении нагрузки и скорости вращения (в отличие от гидромуфты);

- Исключаются мультипликатор и гидромуфта, отсутствуют потери в генераторе и трансформаторе;

- Непосредственное соединение турбины с насосом, т.е. проектирование ее на повышенное число оборотов повышает экономичность турбины и снижает ее стоимость;

- Появляется возможность уменьшить удельную паровую нагрузку выходного сечения последней ступени главной турбины и снизить потери с выходной скоростью. Это особенно важно для мощных блоков с предельной длиной лопаток последней ступени.

Отмечая недостатки турбинного привода питательного насоса можно указать:

- относительно низкую экономичность приводной турбины в случае ее малой мощности и расходов пара.

При трубоприводе отсутствует расход электроэнергии на питательные насосы, но повышается расход на привод конденсатного и циркуляционного насосов, дымососов, вентиляторов, механизмов топливоподачи и золоудаления из-за увеличения расхода пара в конденсатор и топлива на котлы. Капитальные затраты на станции с переходом на турбопривод возрастают: увеличивается стоимость питательной установки, так как затраты на турбонасос выше, чем на электронасос с редуктором и гидромуфтой; увеличивается стоимость котла, топливоприготовления, тягодутьевой установки, конденсационной установки и сооружений технического водоснабжения.

В России ТПН применяется для блоков мощностью более 200 МВт. Наиболее применяемые противодавленческие и конденсационные приводные турбины. Противодавленческий ТПН включается обычно на байпасе ЦСД, отличается компактностью и меньшей стоимостью.

Конденсационный ТПН с выхлопом в отдельный конденсатор или конденсатор главной турбины усложняет тепловую схему, позволяет уменьшить удельную паровую нагрузку выходного сечения последней ступени главной турбины и снизить потери с выходной скоростью. Это особенно важно для мощных блоков с предельной длиной лопаток последней ступени (960 мм, 1200 мм и выше). На блоках с турбинами К-З00 и Т-250 применяют противодавленческий привод. Для блоков 500 МВт и выше - конденсационный из отборов 1,0 1,5 МПа. Эффективность применения более дорогого, но и более экономичного конденсационного ТПН возрастает с увеличением стоимости топлива. Оптимизируемые параметры для ТПН: начальное давление; частота вращения (3000-4500 об/мин); конечное давление в конденсаторе, его поверхность и кратность охлаждения ( 50-60).

Оптимальные характеристики приводных турбин должны выбираться с учетом их унификации, т.к. индивидуальное изготовление с оптимальными параметрами для каждого экономического района ведет к росту затрат в производстве.

Для энергоблоков с турбинами K-300-240 ЛМЗ используются питательный турбонасос ПГН-1150-340 (номинальная подача воды 115 м/час, давление нагнетания 33,4 МПа, номинальная частота вращения 6000 об/мин, номинальная потребляемая мощность 12,5 МВт) и приводная противодавленческая турбина ОР-12П КТЗ (давление пара 1,5 МПа, противодавление 0,23 МПа, расход пара 114 т/час), подключенная к отбору № 3 главной турбины, отработавший пар отводится в отбор № 6 главной турбины. Реальные характеристики этих агрегатов по результатам испытаний приведены на рис. 5.4. и 5.5.

Рис. 5.4. Характеристики питательного турбонасоса ПТН-1150-340 и пароводяного тракта энергоблока.

р ПВД, рПК, рПГ, рТР- потери давления в ПВД, регулирующем питательном клапане, в парогенераторе, трубопроводах свежего пара до стопорного клапана турбины.

Рис. 5.5. Зависимость к.п.д. питательного насоса н приводной турбины тп, турбонасоса тн, давления нагнетания рн и частоты вращения n от расхода пара на турбину D0 и мощностиWэ энергоблока 300 МВт.

В случае применения приводных турбин с отборами пара на регенерацию для повышения экономичности их целесообразно подключать к холодной нитке промперегрева. За счет переноса ряда регенеративных oтбоpoв на приводную турбину упрощается конструкция корпуса основной турбины.

Характеристики приводных турбин должны выбираться с учетом особенности работы блоков на переменных режимах. При работе блоков при частичных нагрузках с постоянным начальным давлением пара располагаемая мощность приводной турбины уменьшается в большей степени, чем мощность главной турбины. В особенности это относится к конденсационным приводным турбинам, располагаемая мощность которых снижается как за счет уменьшения пропускной способности, так и располагаемого перепада тепла. Поэтому такие турбины проектируются с определенным запасом по пропускной способности при номинальной нагрузке блока. Избыток мощности устраняют прикрытием регулировочных клапанов на номинальном режиме, что приводит к потерям на дросселирование. При работе на частичных нагрузках со скользящим начальным давлением резко снижается гидравлическое сопротивление пароводяного тракта энергоблока (рис. 5.6.) и располагаемая мощность турбопривода во всем диапазоне нагрузок становится больше потребной. Т.е., в этом случае мощность турбопривода можно выбирать без запаса, что снижает потери на дросселирование.

Рис. 5.6. Давление питательной воды для блока 300 МВт, в зависимости от расхода свежего пара:

1 – при постоянном давлении пара; 2 – при скользящем давления пара.

5.2. Выбор оптимальных скоростей среды и расчет потерь давления в трубопроводах Скорость среды в трубопроводах подлежит технико-экономической оптимизации. При увеличении скорости уменьшаются диаметр, масса и стоимость трубопровода, однако одновременно возрастают гидравлические потери, что приводит в ряде случаев к снижению экономичности установки и перерасходу топлива. Кроме того, при этом возрастают затраты мощности на перекачку среды, что требует повышения затрат на замещающей станции энергосистемы, в некоторых случаях с увеличением гидравлических потерь в данном трубопроводе возрастают капиталовложения в другое оборудование ТЭС. Например, при увеличении потерь давления в главном паропроводе возрастает, давление в пароводяном тракте котельного агрегата, а значит, и его стоимость.

В общем случае оптимальный диаметр трубопровода должен находиться по условию достижения минимума расчетных затрат в системе:

З = (Ен + Ра )СмGтр + ЗэN + (Ен + Ра )Коб + СтВ = min а выражение для определения оптимальной скорости имеет вид:

dGтр dN dKоб dB (Ен + Ра )См + Зэ + (Eн + Ра ) + Cт = dW dW dW dW где См – стоимость металла, руб/т; Ст – стоимость топлива, руб/т, Gтр – масса трубопровода, т; N – мощность замещающей станции, кВт; Зэ - расчетные удельные затраты на выработку энергии замещающей КЭС, руб/(кВт х год);

Коб – капиталовложения в оборудование, стоимость которого зависит от потерь давления в оптимизируемом трубопроводе, руб; В – годовой расход топлива котлоагрегатом оптимизируемой паротурбинной установки, W – оптимизируемая скорость среды в трубопроводе, м/с. Условие 3 = min обычно находится с помощью вариантных расчетов.

Аналитические решения уравнения для определения оптимальной скорости достаточно громоздки. Решения полученные для случаев оптимизации скорости пара в главных паропроводах и в тракте промперегрева показывают, что оптимальные скорости в общем случае возрастают с ростом массы и стоимости металла труб, а также с ростом удельного объема пара и уменьшаются с ростом стоимости топлива.

Рекомендуемые, близкие к оптимальным скорости среды в трубопроводах различного назначения приведены в таблице 5.1.

Скорости среды в станционных трубопроводах Таблица 5.1.

Характер среды и назначение трубопровода Скорость среды, м/с Магистральные паропроводы перегретого пара давлением 23,5 МПа (240 кгс/см2) и выше 40 – Магистральные паропроводы перегретого пара давлением 8,8 – 12,МПа (90 – 130 кгс/см2) 40 – Магистральные паропроводы давлением 2,45 – 4,9 МПа (25 – кгс/см2) 40 – Магистральные паропроводы насыщенного и отборного пара 30 – Ответвления паропроводов перегретого пара 35 – Ответвления паропроводов насыщенного пара 20 – Магистральные трубопроводы газа и воздуха при давлениях, близких к атмосферному 20 – Магистральные трубопроводы газа и воздуха давлением до 0,981 МПа (10 кгс/см2) 12 – Нагнетательные линии питательной воды 2,5 – 4,Всасывающие линии питательной воды 0,5 – 1,Нагнетательные линии технической и химически очищенной воды 1,5 – 2,Сливные линии технической воды 2,0 – 3,Трубопроводы гидро, золо- и шлакоудаления 2,0 – 3,Конденсатопроводы 1,0 – 2,Маслопроводы, мазутопроводы:

нагнетательные линии 0,8 – 1,сливные линии 0,2 – 0, Суммарная потеря давления в трубопроводе P = Pл + Рм где Pл – потеря давления по длине трубопровода, Pм – потеря давления на местных сопротивлениях.

При движении среды с постоянной плотностью и вязкостью lW2 G2 l Рл = тр = 0,8125 тр ; Па 2Dвн Dвн где тр – коэффициент гидравлического трения трубопровода; – длина прямых участков трубопровода, м; W – скорость среды, м/с; – плотность среды, кг/м3;

Dвн – внутренний диаметр трубопровода, м; G – расход среды, кг/с.

Коэффициент гидравлического трения в зависимости от режима течения (от величины критерия Рейнольдса, Re) среды определяется по выражениям:

WDвн при Re = < 2300 = ;

Re 0, 568 k при 2300 < Re < = 0,11 + ;

Dвн Re 568 при Re = 3,2lg где - кинематическая вязкость среды, м2/с, k – абсолютная шероховатость k (средняя высота выступов) трубопровода, м; = – относительная шерохоDвн ватость: для бесшовных стальных труб = 0,18 – 0,22; для сварных стальных труб =0,28 – 0,32; для стальных труб при повышенной коррозии = 0,55 – 0,65.

Суммарное падение давления на местных сопротивлениях Pм = = ; Па W2 0,8125 G2 Dвн Величины коэффициентов местных сопротивлений () в элементах трубопроводов и в арматуре приводятся в теплотехнических справочниках.

Pages:     | 1 |   ...   | 7 | 8 || 10 | 11 |   ...   | 17 |



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.